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UNIVERSIDAD DE VALLADOLID
ESCUELA DE INGENIERIAS INDUSTRIALES
GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Diseño de una instalación solar
fotovoltaica para la fachada del aulario de
la nueva Escuela de Ingenierías
Industriales.
Autor:
Benhamou Sáez, Pablo
Valladolid, Junio-2017.
Tutor:
Pérez García. Julián Manuel Departamento de Ingeniería
Eléctrica
Pablo Benhamou Sáez
2
Pablo Benhamou Sáez
3
Resumen
En este presente Trabajo de Fin de Grado se pretende realizar el diseño,
mediante la utilización de herramientas de software técnico, de la instalación
solar fotovoltaica en la nueva Escuela de Ingenierías Industriales de la
Universidad de Valladolid, para la producción de electricidad con fuentes de
generación eléctrica renovable.
Para ello se diseñarán varias opciones de instalaciones fotovoltaicas en la
nueva sede de la Escuela de Ingenierías Industriales, desarrollando de forma
más precisa y técnica las soluciones que hayan sido escogidas a través del
estudio.
Palabras Clave
Sostenibilidad.
Energía.
Instalación Fotovoltaica.
Módulos Fotovoltaicos.
Energías Renovables.
Pablo Benhamou Sáez
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Pablo Benhamou Sáez
5
ÍndicedeContenidoResumen ................................................................................................................. 3
Palabras Clave ........................................................................................................ 3
Justificación. Objetivos del presente TFG ........................................................... 10
1. Introducción .................................................................................................. 13
1.1. Generación fotovoltaica. Efecto Fotoeléctrico. .................................... 13
1.2 IMPORTANCIA DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA ............... 17
1.3. TIPOS DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS ........................................ 19
1.4. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ...................... 22
1.4.1 Módulos Fotovoltaicos ................................................................... 23
1.4.2. Baterías ........................................................................................... 28
1.4.3 Regulador de Carga ....................................................................... 32
1.4.4. Inversor CC / CA ............................................................................. 33
1.4.5. Protecciones ................................................................................... 35
1.5. Herramienta de simulación PVSyst ...................................................... 41
2. Estudio preliminar en la nueva torre-aulario. ............................................. 46
Ubicación en la fachada del edificio-aulario, junto al saliente de la
escalera de emergencia. ............................................................................. 47
Ubicación exterior en escalera de emergencia. .................................. 47
Ubicación en el tejado o azotea del edificio. ....................................... 48
2.1. Sistema de generación de la corriente eléctrica ................................. 49
2.2. Estudio con simulación de las distintas alternativas .......................... 50
Estudio ubicación en la fachada del edificio-aulario, junto al saliente
de la escalera de emergencia ..................................................................... 51
Estudio ubicación exterior en escalera de emergencia ...................... 55
Estudio ubicación en tejado o azotea .................................................. 59
Pablo Benhamou Sáez
6
2.3. Comparativa entre ubicación sobre escalera de emergencia y
empotrada en fachada. ................................................................................... 63
2.4. Conclusiones de las configuraciones en el edificio-aulario. ............... 68
3. Estudios de las Instalaciones a valorar .......................................................... 70
Lamas en Escalera de Emergencia: ..................................................... 71
Lamas sobre Fachada ........................................................................... 75
Lamas en lateral Edificio Antiguo ......................................................... 80
Módulos instalados escalera fachada principal edificio antiguo. ...... 84
Comparativa de las 4 ubicaciones/configuraciones. ......................... 88
4. Estudio de las cargas eléctricas de nuestra instalación fotovoltaica aislada.
............................................................................................................................... 90
4.1 Estudio de las lámparas y luminarias para el parking exterior. ............. 91
4.2 Estudio de las lámparas y luminarias para el jardín exterior. ................ 96
4.3 Estudio de los puntos de recarga USB .................................................. 102
5. Estudio definitivo de las configuraciones seleccionadas ......................... 104
5.1 Estudio de la instalación fotovoltaica en el saliente de las escaleras de
la antigua fachada. ....................................................................................... 106
5.1.1 Selección de los paneles solares ................................................... 106
5.1.2 Luminarias aparcamiento exterior ................................................. 108
5.1.3 Selección de las baterías a utilizar. .............................................. 109
5.1.4 Realización de la simulación. Estudio Previo. .............................. 110
5.1.5 Cálculo del Inversor y de las características de la instalación
definitivas .................................................................................................. 117
5.2 Estudio de la instalación fotovoltaica en configuración de lamas sobre
la escalera de emergencia de la nueva torre-aulario. ................................ 126
5.2.1 Selección de paneles solares. ........................................................ 127
5.2.2 Selección horaria de las cargas ..................................................... 129
Pablo Benhamou Sáez
7
5.2.3 Selección de las baterías................................................................ 134
5.2.4 Realización de la simulación. Estudio Previo ................................ 135
5.2.5 Cálculo del Inversor y de las características de la instalación
definitivas. ................................................................................................. 142
6. Cálculo de las Secciones de cable ........................................................... 151
6.1 Cálculo de las secciones del estudio de la instalación fotovoltaica en
el saliente de las escaleras de la antigua fachada. ................................... 152
6.1.1. Secciones de los paneles solares a las cajas de conexiones. . 152
6.1.2. Secciones de las cajas de conexiones a los reguladores. ....... 155
6.1.3. Secciones desde los reguladores a la caja de conexiones 4. .. 157
6.1.4. Secciones desde la caja de conexiones 4 a conexión en baterías.
………………………………………………………………………………………….158
6.1.5. Secciones desde la conexión en baterías hasta el inversor. ... 160
6.1.6. Secciones desde el inversor hasta Cuadro General de protección.
………………………………………………………………………………………….161
6.2. Cálculo de las secciones del estudio de la instalación fotovoltaica en
configuración de lamas sobre la escalera de emergencia de la nueva torre-
aulario. ........................................................................................................... 162
6.2.1. Secciones desde los grupos de paneles solares hasta los
reguladores. ............................................................................................... 163
6.2.2. Secciones desde los reguladores hasta las cajas de conexiones 1
y 2. ………………………………………………………………………………………….164
6.2.3. Secciones desde las cajas de conexiones 1 y 2 hasta el banco de
baterías. ..................................................................................................... 165
6.2.4. Secciones desde el banco de baterías hasta los inversores. .. 166
6.2.5. Secciones desde los inversores hasta el Cuadro General de
Protección. ................................................................................................. 168
Pablo Benhamou Sáez
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7. Cálculo de protecciones eléctricas .......................................................... 171
7.1. Cálculo de las protecciones del estudio de la instalación fotovoltaica
en el saliente de las escaleras de la antigua fachada. .............................. 171
7.1.1. Protecciones circuito corriente continua. .................................. 171
7.1.2. Protecciones circuito corriente alterna. ..................................... 173
7.2. Cálculo de las secciones del estudio de la instalación fotovoltaica en
configuración de lamas sobre la escalera de emergencia de la nueva torre-
aulario. ........................................................................................................... 176
7.2.1. Protecciones circuito corriente continua. .................................. 177
7.2.2. Protecciones circuito corriente alterna. ..................................... 179
8. Esquemas Unifilares ..................................................................................... 182
9. Conclusiones finales ................................................................................. 185
Bibliografía ......................................................................................................... 187
Pablo Benhamou Sáez
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Pablo Benhamou Sáez
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Justificación. Objetivos del presente TFG
La Universidad de Valladolid es una institución académica comprometida con
el medioambiente y el desarrollo sostenible. Claros ejemplos de estas
políticas son la puesta en marcha de una central de biomasa para la
obtención de calor (Planta Térmica construida por UTE Rebi-Cofely), el edificio
Lucía (Ejemplo de construcción energéticamente eficiente, Certificado A) y
hasta la inclusión de una oficina perteneciente a la Universidad que se llama
Oficina de Calidad Ambiental y Sostenibilidad.
En este marco de actuaciones de la Universidad de Valladolid se enmarca el
proyecto del nuevo aulario que se proyecta construir en la nueva sede de la
Escuela de Ingenierías Industriales, en la que se pretende dar visibilidad a la
apuesta de la Universidad por las energías renovables, al proyectar una
superficie del nuevo aulario que sea generador de energía eléctrica con un
impacto medioambiental de cero emisiones.
La idea pretende ser un foco de concienciación de los problemas
medioambientales, de la obtención de energía y a la vez un ejemplo de
desarrollo tecnológico, muy presente en las carreras que se estudian en la
escuela.
Es por ello que el presente trabajo pretende realizar un estudio comparativo
de las distintas localizaciones de los paneles fotovoltaicos con el programa de
simulación PVSyst y obtener los resultados más próximos posibles a la
realidad que se espera de producción de energía eléctrica, según su
ubicación y orientación de la instalación.
La instalación de estos paneles se realizará implementando una red aislada,
que servirá para dar servicio a determinados puntos de carga y luminarias,
además de un punto de recarga de baterías para las horas de menor o nula
generación de los paneles.
Pablo Benhamou Sáez
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No obstante y con el fin de evaluar qué emplazamiento es el más adecuado
desde un punto de vista de producción de energía, se ha procedido a simular
el funcionamiento de la instalación fotovoltaica, en un primer momento, con
la opción de conectada a red; el motivo es que el programa permite suponer
que la red tiene capacidad ilimitada, es decir, que absorbe toda la energía
que produce nuestra instalación y podemos de este modo ver la capacidad de
producción global de la instalación.
En un segundo estudio, una vez vistas las mejores orientaciones e
inclinaciones de nuestros paneles, se procederá a realizar el diseño y estudio
de las configuraciones más óptimas en forma de instalación aislada. Para a
continuación seleccionar las dos configuraciones más acordes con nuestra
concepción de la instalación y desarrollarlas de una forma más técnica y
detallada.
Los objetivos que se plantean en este TFG son:
Dar visibilidad a la sostenibilidad y producción de energía eléctrica en
forma de fuentes de generación renovable, en este caso fotovoltaica.
Aunar este proyecto de desarrollo energético y tecnológico dentro de
las acciones de desarrollo de la Universidad de Valladolid.
Utilizar las herramientas de simulación más punteras en instalaciones
fotovoltaicas.
Conseguir diseñar y desarrollar la más acorde instalación fotovoltaica
con los condicionantes arquitectónicos y de generación eléctrica.
Acercar las energías renovables a la sociedad y conseguir una mayor
concienciación de su utilización.
Comprender las dificultades que entraña la generación eléctrica y su
impacto en la sociedad.
Conocer la cadena de producción, transporte, almacenamiento y
utilización de la energía eléctrica en una instalación fotovoltaica
aislada.
Pablo Benhamou Sáez
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Pablo Benhamou Sáez
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1. Introducción
1.1. Generaciónfotovoltaica.EfectoFotoeléctrico.
La energía del sol puede emplearse de tres formas distintas:
Vamos a centrarnos en la generación de la electricidad a través de la energía
solar fotovoltaica; consiste en la conversión directa de la luz solar en
electricidad, mediante un dispositivo electrónico denominado “célula solar”.
La conversión de la energía de la luz solar en energía eléctrica es un
fenómeno físico conocido como efecto fotoeléctrico.
Presenta características peculiares entre las que se destacan:
Elevada calidad energética.
Pequeño o nulo impacto ecológico.
Inagotable a escala humana.
Para explicar la generación de electricidad por parte de las células solares,
tenemos que tener en cuenta el significado de material semiconductor. Los
materiales semiconductores son aquellos que ante determinadas condiciones
físicas se vuelven conductores de la electricidad, el material semiconductor
más empleado es el Silicio (Si).
Calor Pasivo
•Consiste en utilizar el calor que transmite la radiación solar.
Energía térmica
•Aprovechar el calor del sol a través de colectores, para calentar el agua de los hogares, calefacciones,etc.
Energía fotovoltaica
•Utilización de la luz del sol para su la generación de electricidad.
Pablo Benhamou Sáez
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Cuando la luz del sol incide sobre ciertos materiales semiconductores, como
el Silicio, los fotones que la constituyen son capaces de transmitir su energía
a los electrones de valencia del semiconductor, para que de este modo
rompan el enlace que les mantiene ligados a los átomos respectivos. Por cada
enlace roto queda un electrón libre para circular dentro del sólido.
La falta de electrón en el enlace roto, se llama hueco. Los huecos se
comportan como partículas con carga positiva.
Para separar los electrones de los huecos e impedir que reestablezcan el
enlace, se utiliza un campo eléctrico (diferencia de potencial), que hace que
ambos circulen en direcciones opuestas, dando lugar a una corriente en el
sentido del citado campo eléctrico.
El campo eléctrico se produce a través de una unión p-n:
La capa superior de la célula, se compone de silicio dopado de tipo n
(generalmente se dopa con Fósforo o Arsénico). En esta capa, hay un
número de electrones libres mayor que en una capa de silicio puro, de
ahí el nombre del dopaje n, negativo. El material permanece
eléctricamente neutro, ya que tanto los átomos de silicio como los del
material dopante son neutros: pero la red cristalina tiene globalmente
una mayor presencia de electrones que en una red de silicio puro.
La capa inferior de la celda, que se compone de silicio dopado de tipo
p (generalmente con se dopa con Aluminio, Indio o Galio).Esta capa
tiene por lo tanto una cantidad de electrones libres menor que una
capa de silicio puro. Los electrones están ligados a la red cristalina
que, en consecuencia, es eléctricamente neutro, pero
presenta huecos, positivos (p).
Una vez se realice la unión de las dos capas p-n, los electrones libres de la
capa dopada-n entran en la capa dopada-p y se recombinan con los huecos
de la región. Por lo que existirá a lo largo de la unión de las dos capas, una
carga positiva en la zona dopada-n (porque faltan electrones) y una carga
negativa en la zona dopada-p (por que los huecos desaparecieron).
Pablo Benhamou Sáez
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Estas zonas polarizadas de la unión de las dos capas, forman lo que se
conoce como la zona de barrera o banda prohibida, y existirá un campo
eléctrico de n hacia p. Este campo eléctrico convierte la zona de barrera en un
diodo que solo permite el paso de los portadores en una única dirección, los
electrones solo podrán moverse de la zona dopada-p a la zona dopada-n y los
huecos solo pasarán de la zona dopada-n hacia la zona dopada-p.
Cuando un fotón arranca un electrón a la matriz, creando un electrón libre y
un hueco, gracias al efecto del campo eléctrico de la zona de barrera, cada
uno irá en una dirección opuesta, los electrones se acumularán en la zona
dopada-n y los huecos se acumulan en la región dopada-p.
El movimiento de los electrones y huecos en direcciones opuestas generan
una corriente eléctrica en el semiconductor que hará circular por el circuito
externo y liberará en él energía de la cedida por los fotones al crear los pares
electrón-hueco.
Figura 1.1. Representación de las capas p-n recombinadas y su funcionamiento al incidir un fotón en
ellas.
Los fotones que inciden sobre la célula con energía igual o mayor que el
ancho de la zona de barrera, se absorben en el volumen del semiconductor y
generan pares electrón-hueco que pueden actuar como portadores de
corriente.
Pablo Benhamou Sáez
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La corriente que podemos transmitir a una carga, se basa en dos
componentes:
Corriente fotogenerada o fotocorriente, IL, debida a la generación de
portadores que se generan ante la iluminación de la célula.
Corriente de diodo o corriente de oscuridad, ID, debida a la
recombinación de portadores (electrones-huecos) arrastrados por el
campo eléctrico.
De esta forma obtendremos la ecuación característica fundamental de la
célula solar:
La captación de la energía solar, de los fotones que transmite, ser realizará a
través de módulos compuestos por varias células solares, éstosproducen
energía eléctrica por el efecto fotovoltaico en forma de corriente continua
(CC). Esta CC se puede almacenar o inyectar en la red eléctrica, para
aprovecharse directamente como CC o bien transformarse en corriente
alterna (CA).
Pablo Benhamou Sáez
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1.2 IMPORTANCIA DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN
ESPAÑA
España ha sido un gran referente en la implantación y en el desarrollo de la
energía fotovoltaica. Entre otros motivos por su situación geoespacial que nos
ubica en una posición muy aventajada en la recepción de radiación solar.
En la figura 1.2, se muestra un esquemade la media de radiación diaria de
nuestro país, generada por el Instituto Nacional de Meteorología (INM), a
partir de isolíneas de radiación solar global anual sobre plano horizontal.
Figura 1.2. Mapa de España con la representación de la radiación solar diaria media
A través de los datos que nos muestra Red Eléctrica de España (Figura 1.3), la
generación eléctrica en España comienza su despegue en el año 2008,
estancándose la generación fotovoltaica en 2012 en plena época de la crisis
económica (2008 quiebra LehmanBrothers, 2010 se destapa déficit de
Grecia)1.
1- Gran recesión, artículo del periódico EL PAÍS en su edición online de 10 de Agosto de
2011,http://elpais.com/diario/2011/08/10/economia/1312927205_850215.html
ZONA I: H<3.8
ZONA II: 3.8 ≤ H < 4.2
ZONA III: 4.2 ≤ H < 4.6
ZONA IV: 4.6 ≤ H < 5.0
ZONA V: H ≥ 5.0
H (kWh/m2·día) es la
radiación media diaria
Pablo Benhamou Sáez
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Como se puede ver en la figura 1.3, desde 2012 la falta de incentivo y de
políticas que ayuden en la instalación de nuevos puntos de generación
fotovoltaica han estancado la generación eléctrica en esta energía renovable.
Figura 1.3. Datos de generación eléctrica renovable en GWh desde 2006 hasta 31/03/2017. Fuente:
REE.
Ante los datos mostrados en la figura 1.3, se puede obtener de REE que en
2012 los 7830 GWh producidos por energía solar fotovoltaica, representaron
el 3% de la generación anual eléctrica en España.
Este hecho nos puede llevar a pensar que es un porcentaje muy bajo, pero
hay que tener en cuenta que cada kWh producido con energía fotovoltaica
ayuda a reducir la emisión de aproximadamente un kilogramo CO2 si lo
comparamos con el carbón, y de 0,4 kilogramos de CO2 si lo comparamos con
el gas natural. Una planta fotovoltaica solar con seguimiento, de 10MW,
puede evitar anualmente 65.000 toneladas de CO2.2
2- Fuente IDAE, artículo: EL SOL PUEDE SER SUYO, publicado el 8 de noviembre de 2008.
Pablo Benhamou Sáez
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1.3. TIPOSDEINSTALACIONESFOTOVOLTAICAS
En el siguiente esquema (Tabla 1.1) se representa en forma de lista
jerárquica los tipos de instalaciones fotovoltaicas más comunes que pueden
darse en la realidad.
Tabla 1.1. Representación de los tipos más comunes de instalación fotovoltaica.
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA
INSTALACIONES CONECTADAS A
RED
INSTALACIÓN EN EDIFICIOS
INSTALACIÓN EN SUELO
INSTALACIONES AISLADAS DE RED
SEÑALIZACIÓN, COMUNICACIÓN,
BOMBEOS.
ELECTRIFICACIÓN DOMÉSTICA Y SERVICIOS
Pablo Benhamou Sáez
20
Figura 1.4. Esquema de los distintos tipos de instalación fotovoltaica.
Instalación conectada a red
Las instalaciones conectadas a red, son aquellas cuya producción de energía
eléctrica es vertida en su totalidad a la red de distribución eléctrica.
Los promotores de estas instalaciones venden al mercado eléctrico la energía
producida por los paneles. Esta actividad está regulada por el RD 900/2015.
Los elementos que configuran una instalación fotovoltaica aislada, ver figura
1.6, suelen ser:
Paneles fotovoltaicos
Inversor de corriente CC a CA
Protecciones
Contador de energía
Pablo Benhamou Sáez
21
Figura 1.5. Fotografía de la planta solar de
Beneixama, en Alicante, de 20 MW de
potencia.
Figura 1.6. Esquema de una instalación
fotovoltaica conectada a la red.
Instalación aislada de la red
Un sistema fotovoltaico aislado o autónomo se trata de un sistema que tiene
la característica de poder autoabastecerse de energía eléctrica, a través del
aprovechamiento de la irradiación solar.
Los componentes de un sistema aislado, ver figura 1.7, son:
Paneles solares.
Batería.
Regulador.
Inversor.
Protecciones
En este tipo de instalaciones tenemos que conocer muy bien a qué cargas
vamos a suministrar la energía eléctrica, ya que en gran parte este dato
condiciona el dimensionamiento de nuestra instalación aislada.
Pablo Benhamou Sáez
22
Figura 1.7. Esquema de una instalación fotovoltaica aislada.
Las instalaciones fotovoltaicas aisladas servirán tanto para el autoconsumo
en viviendas, como para pozos de bombeo, sistemas de riego, etc.
1.4. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN
FOTOVOLTAICA
Una vez vistos en el punto anterior los tipos de instalaciones fotovoltaicas
más comunes, vamos a continuación a referenciar y explicar individualmente
cada uno de los componentes que participan en el circuito de una instalación
fotovoltaica, hablaremos de:
Módulos Fotovoltaicos
Batería
Regulador de carga
Inversor
Protecciones
Pablo Benhamou Sáez
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1.4.1 MódulosFotovoltaicos
La principal función del módulo fotovoltaico o panel solar, es la de
proporcionar energía eléctrica a partir de la irradiación solar, mediante el
efecto fotoeléctrico (anteriormente explicado).
Un módulo está formado por las conexiones de varias células solares en serie
y/o paralelo, así adaptamos el panel a los niveles de tensión y corriente
deseados.
Tipos de paneles
Los tipos de paneles que podemos encontrar, van a venir definidos por el tipo
de células de contengan, éstas se fabrican principalmente mediante la
cristalización del Silicio, con lo que podemos encontrar tres tipos principales:
o Monocristalinos.
Presentan una estructura cristalina perfectamente ordenada. Se
obtiene del Silicio puro fundido, dopado con Boro. Se reconoce por su
monocromía azulada oscura y metálica.
o Policristalinos.
Presentan una estructura ordenada por regiones separadas. Las zonas
irregulares se traducen en una disminución del rendimiento. La forma
de obtención es igual que la del monocristalino pero con menos fases
de cristalización (combinación de átomos). En su superficie se
reconocen distintos tonos de azules y grises metálicos.
Pablo Benhamou Sáez
24
o Amorfos.
Poseen un alto grado de desorden en su estructura cristalina y un gran
número de defectos estructurales en su combinación química. Su
proceso de fabricación es menos costoso que los anteriores, puede
depositarse en forma de lámina delgada sobre vidrio o plástico.
Tabla 1.2. Esquema de los tipos de células fotovoltaicas. Fuente: Universidad de Jaén.
Orientación e inclinación de los paneles.
Orientación, es el ángulo de desviación de nuestro panel respecto del sur
geográfico (por situarnos en el hemisferio norte).
Al ángulo de desviación que tendrán los paneles de nuestra instalación
respecto del sur geográfico, se les denomina Azimut. Correspondiéndose el
valor de 0º para los módulos orientados al sur, -90º para los orientados al
este y +90º para los módulos orientados al oeste.
Pablo Benhamou Sáez
25
En el caso de vivir en el hemisferio norte (como en nuestro caso), la
orientación óptima sería a 0º, es decir respecto del sur geográfico. En el caso
de vivir en el hemisferio norte, la orientación óptima sería hacia el norte
geográfico.
Inclinación. La irradiación solar que incide sobre el panel puede variar en
función del ángulo que formen los paneles con la horizontal (Inclinación). En
función de la inclinación, la captación de energía solar puede variar y será
máxima cuando la posición del módulo sea perpendicular con la irradiación.
La inclinación óptima puede variar a lo largo del año, por lo tanto, para
instalaciones de paneles solares fijos se escoge un valor de inclinación para
la máxima potencia media recibida anualmente.
La ecuación que permite calcular la inclinación óptima (βopt) en función de la
latitud del lugar es:
βopt 3,7 0,69 φ º
Figura 1.8. Esquema de la inclinación y orientación de un panel fotovoltaico. Fuente: https://solar-
energia.net
Pablo Benhamou Sáez
26
Características eléctricas de los módulos fotovoltaicos
Para poder realizar los cálculos que nos permitan dimensionar una instalación
fotovoltaica, debemos de conocer la curva I-V (Figura 1.8), que representa la
relación entre la tensión y la corriente entregada del panel a partir de unos
valores de irradiación.
Figura 1.9. Curva I-V de un panel fotovoltaico
Los parámetros que nos encontramos en una curva I-V (Figura 1.9), son:
ISC, es la máxima intensidad que se puede obtener en un panel. Se
calcula cortocircuitando loa salida del panel (Tensión de salida 0).
VOC, es el valor máximo de voltaje que se mediría en un panel si no
hubiese corriente entre los bornes del módulo (Corriente cero).
IM, se corresponde con la magnitud de corriente para la potencia
máxima.
VM, valor de tensión para la potencia máxima.
PM, es el valor máximo de potencia que se obtiene entre el producto de
IM * VM. Corresponde con el punto B de la Figura 1.9.
Pablo Benhamou Sáez
27
Los valores de la curva I-V pueden cambiar en función de la irradiación solar:
la corriente generada depende de la irradiación solar, luego a menor
irradiación la curva I-V se desplazará hacia posiciones más bajas de
intensidad, en la tabla. Además también dependerá de las variaciones de
temperatura: dichas variaciones modificarán el punto de máxima potencia y la
tensión, a temperaturas más elevadas la curva se desplazará sin disminuir la
corriente hacia la izquierda, disminuyendo la VM y la VOC.
Las condiciones estándar de medida suponen:
* Irradiación: 1000 W/m2 * Temperatura: 25ºC *
Un valor muy importante para el conocimiento del funcionamiento del panel
solar es la eficiencia, que sería el cociente entre la potencia eléctrica
producida por el panel y la irradiación incidente sobre el mismo:
La energía generada por un panel, es otro parámetro muy importante para el
dimensionamiento de nuestra instalación, se debe tener en cuenta la energía
que genera el panel (EPanel) durante un día:
HPS, se corresponde con las horas pico solar (Horas de suficiente irradiación
solar).
ηPanel, se corresponde con el rendimiento del panel, es decir, el cociente de la
producción real entre la producción de diseño.
Pablo Benhamou Sáez
28
Por lo tanto para un campo fotovoltaico, la energía generada será:
_ _
A la hora de su representación esquemática usaremos la representación de la
figura 1.10:
Figura 1.10. Símbolo utilizado para representar un panel solar
1.4.2. Baterías
Las baterías son elementos de acumulación de energía eléctrica. En el caso
de las instalaciones fotovoltaicas suelen usarse de forma más generalizada
en instalaciones aisladas, de este modo se puede tener energía eléctrica en
los momentos en los que la producción sea menor o no se produzca nada
(como por la noche). En las instalaciones conectadas a red es más difícil
encontrarnos con baterías, ya que lo que se intenta es vender la energía
producida a la red eléctrica, aunque podría usarse baterías para algún tipo de
consumo auxiliar dentro de la propia instalación.
Pablo Benhamou Sáez
29
Tipos de baterías.
Las baterías de Plomo-Ácido suelen ser las más adecuadas para sistemas
fotovoltaicos, resumiendo podemos encontrarnos con tres tipos:
Estacionarias monobloc. Están formadas en un solo bloque, es decir, no es
necesario asociarlas en serie para obtener la tensión deseada. Son de menor
capacidad que las translúcidas o herméticas de un vaso o célula. Se utilizan
en pequeñas instalaciones de poca potencia.
Estacionarias translúcidas o transparentes. Baterías que se encuentran
separadas en células pero el material que lo cubre permite ver el interior de la
batería. Son baterías de un vaso o célula por lo que su tensión es del orden
de 2,2 V, por lo cual es necesario conectarlas en serie para obtener la tensión
necesaria.
Estacionarias herméticas. Denominadas también como sin mantenimiento.
No se tiene acceso a su interior. Este tipo de baterías presentan como
característica que el electrolito es mucho más denso y pueden montarse en
cualquier posición. Este tipo de baterías no necesita recargar el electrolito de
su interior, pero ante descargas profundas no tiene buen comportamiento.
Otro tipo de baterías que se pueden usar en instalaciones fotovoltaicas son
las de Níquel-Cadmio. Son baterías recargables, con un alto nivel de
fiabilidad, pues la tensión de la batería se mantiene prácticamente constante
durante la descarga. También pueden trabajar a temperaturas muy extremas.
Su mayor inconveniente es que son más caras que las de plomo-ácido y sus
componentes altamente tóxicos.
Por último comentaremos las baterías de ión-litio. Estas baterías presentan
grandes ventajas como la ligereza de sus componentes, su elevada capacidad
energética y resistencia a la descarga, la ausencia de efecto memoria o su
capacidad para operar con un elevado número de ciclos de regeneración.
Pablo Benhamou Sáez
30
Sin embargo, su rápida degradación y sensibilidad a las elevadas
temperaturas, que pueden resultar en su destrucción por inflamación o
incluso explosión, requieren en su configuración como producto de consumo,
la inclusión de dispositivos adicionales de seguridad, resultando en un coste
superior que limita la extensión de su uso.
Capacidad de las baterías.
La capacidad de una batería es la cantidad de electricidad que puede
suministrar, se medirá en Amperios-hora (Ah). Los parámetros que definirán la
capacidad de la batería son: duración de descarga, intensidad de descarga,
temperatura y tensión final
Si la temperatura de la batería aumenta, la capacidad de esta aumentará,
pero la temperatura actúa como factor que disminuye el número de ciclos
carga-descarga, por lo que tampoco conviene que las baterías estén a una
temperatura muy alta.
La capacidad de una batería se determina en función de la duración de
descarga y dicho valor es proporcionado por el fabricante para una duración
de 10 horas (C10) o 100 horas (C100).
La expresión de la capacidad es:
ó
Profundidad de descarga.
Es el porcentaje de la capacidad total de la batería que es utilizada durante
un ciclo de carga o descarga. Podemos dependiendo de este valor, clasificar
las baterías en:
Pablo Benhamou Sáez
31
Descargas superficiales. Aceptan descargas del 20% de la capacidad
nominal, sin que se produzca un descenso en la vida útil de la batería.
Descargas profundas. Aceptan descargas del 80% de la capacidad nominal,
sin que se produzca un descenso pronunciado en la vida útil de la batería.
Entenderemos por vida útil, al número de ciclos en los que la batería se
carga/descarga. Cuantos más ciclos se realicen, más envejecerá la batería e
irá perdiendo sus propiedades.
Días de Autonomía.
El cálculo del número de baterías y su capacidad nominal, nos servirá para
poder dimensionar los días de autonomía de nuestra instalación. Esto quiere
decir la cantidad de días en los que pese a la baja o nula irradiación que
capten los paneles, la instalación seguirá funcionando de forma prevista.
Figura 1.11. Fotografía de un grupo de
baterías de una instalación fotovoltaica
aislada.
Fuente:http://todoproductividad.blogspot
.com.es/
Pablo Benhamou Sáez
32
1.4.3 ReguladordeCarga
Es el encargado de controlar los procesos de carga y descarga de la batería.
Las principales tareas que realiza son:
Evita sobrecargas en la batería. Una vez cargada la batería, no se
continúe cargando. Así se evita la generación de gases y la
disminución del líquido en el interior de la batería, aumentando la vida
de la misma.
Impide sobredescargas de la batería en los periodos de luz solar
insuficiente. Una vez la batería esté descargada no se continúe
suministrando corriente a las cargas.
Asegura el funcionamiento del sistema en el punto de máxima eficacia.
Además a través del regulador convertiremos la tensión de salida de los
paneles en la tensión de entrada de nuestras baterías.
Para determinar el regulador a utilizar en la instalación, habrá que conocer la
corriente que podrá soportar el circuito de control de potencia, además de la
tensión de trabajo.
Para que el regulador no trabaje al límite de la corriente máxima que debe
soportar, habrá que utilizar un margen de seguridad del 10%. Así
obtendremos el valor de la corriente del regulador que será:
1,1
1,1 ú
En muchas ocasiones con un solo regulador no será suficiente para nuestra
instalación, por eso se agruparán paneles con cada regulador, conectando
todas las salidas al banco de baterías. Es decir, se conectarán varios
reguladores en paralelo.
Pablo Benhamou Sáez
33
Para obtener el número de reguladores a conectar en paralelo se realiza
mediante la división de la corriente máxima del regulador (
dependerá de la corriente de la instalación fotovoltaica) entre la corriente de
cada regulador (Ireg):
ú
Figura 1.12. Regulador MPPT StuderVarioString
1.4.4. InversorCC/CA
Es el equipo encargado de transformar la energía recibida del generador
fotovoltaico (en forma de corriente continua) y adaptarla a las condiciones
requeridas según el tipo de cargas, normalmente en corriente alterna.
Los inversores vienen caracterizados principalmente por la tensión de
entrada, que se debe adaptar al generador, la potencia máxima que puede
proporcionar y la eficiencia. Esta última se define como la relación entre la
potencia eléctrica que el inversor entrega a la utilización (potencia de salida) y
la potencia eléctrica que extrae del generador (potencia de entrada).
Pablo Benhamou Sáez
34
Los aspectos importantes que habrán de cumplir los inversores son:
Deberán tener una eficiencia alta, pues en caso contrario se habrá de
aumentar innecesariamente el número de paneles para alimentar la
carga.
Estar adecuadamente protegidos contra cortocircuitos y sobrecargas.
Incorporar rearme y desconexión automáticos.
Cumplir con los requisitos, que establece el Reglamento de Baja
Tensión.
Baja distorsión armónica.
Bajo consumo.
Aislamiento galvánico.
Sistema de medidas y monitorización.
Los inversores pueden ser de onda modificada o de onda pura:
Inversor de Onda Sinusoidal Modificada (MSW). Pueden alimentar a la
mayoría de electrodomésticos. Sin embargo, esta forma de onda
puede presentar problemas de rendimiento con cargas inductivas. A
pesar de ello, es muy utilizado por su bajo precio.
Inversor de Onda Sinusoidal Pura (PSW).Diseñados para reproducir la
energía suministrada por las compañías eléctricas, la onda sinusoidal
es aceptada por todas las cargas que contengan equipos electrónicos
sofisticados. Eliminan el problema del rendimiento y las
incompatibilidades. Por el contrario son más caros que los MSW.
Pablo Benhamou Sáez
35
Figura 1.13. Onda senoidal pura frente (PSW) a onda senoidal modificada (MSW)
1.4.5. Protecciones
Protección frente a contactos directos.
Este tipo de protección viene reflejado en la ITC-BT 24, que nos define las
protecciones de la siguiente manera:
“Esta protección consiste en tomar las medidas destinadas a proteger las
personas contra los peligros que pueden derivarse de un contacto con las
partes activas de los materiales eléctricos. Salvo indicación contraria, los
medios a utilizar vienen expuestos y definidos en la Norma UNE 20.460 -4-
41, que son habitualmente:
‐ Protección por aislamiento de las partes activas.
‐ Protección por medio de barreras o envolventes.
‐ Protección por medio de obstáculos.
‐ Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento.
‐ Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial
residual. ”
Pablo Benhamou Sáez
36
Protecciones del circuito de Corriente Continua.
FUSIBLES:
Son dispositivos que se convierten en un circuito abierto cuando se
sobrepasa cierto nivel de intensidad.
Están constituidos por material aislante con tapas de material conductor
insertadas en el cuerpo aislante. Entre dichas tapas y en el interior del
material aislante va instalado el elemento fusible, que suele ser un conductor
que por efecto térmico debido al paso de la corriente se funde, abriendo el
circuito.
Una vez abierto el fusible, éste debe ser reemplazado.
Los valores del fusible se escogen siguiendo las siguientes recomendaciones:
Entre módulos y regulador, deberá ser del valor de la corriente en
cortocircuito del campo generador conectado al regulador.
Entre regulador y banco de baterías, será el valor de la corriente del
regulador, siendo este valor el de la corriente de la instalación
fotovoltaica.
Entre baterías e inversor, el valor entre el cociente de la potencia de
entrada al inversor entre la tensión del banco de baterías.
DESCARGADOR DE SOBRETENSIONES:
Las instalaciones fotovoltaicas pueden estar expuestas a las descargas
atmosféricas y las consiguientes sobretensiones transitorias. Las
consecuencias de estas sobretensiones son la reducción del rendimiento y la
vida de la instalación.
Pablo Benhamou Sáez
37
El uso de protecciones contra sobretensiones garantiza la optimización del
rendimiento de la instalación y en consecuencia se muestra como una
decisión altamente rentable.
Los protectores de sobretensión descargan a tierra los picos de tensión
transitorios que se transmiten a través de los cables de la instalación
eléctrica debidas a descargas atmosféricas indirectas que se producen a una
determinada distancia de la instalación fotovoltaica e inducen una
sobretensión.
El descargador de sobretensión se colocará, a la salida de los paneles en la
parte de continua.
Figura 1.14. Ejemplo de fusibles, izquierda. Y un descargador de sobretensión, derecha.
INTERRUPTOR-SECCIONADOR:
Es un elemento que permite maniobrar en el circuito eléctrico (abrir-cerrar el
circuito sin carga, función seccionador), además de poder interrumpir o
establecer la corriente eléctrica del circuito con cargas conectadas o en
tensión (función interruptor).
Este elemento será muy útil para aislar o conectar la parte generadora de los
paneles fotovoltaicos al resto del circuito, en aquellos momentos en los que
sea necesario por cuestiones de mantenimiento, limpieza, revisión, etc.
Pablo Benhamou Sáez
38
Protecciones del circuito de Corriente Alterna.
INTERRUPTOR MAGNETOTÉRMICO:
Es un dispositivo de protección ante cortocircuitos y sobrecargas. Se le
denomina también disyuntor.
Su funcionamiento está basado en los efectos que se producen por la
circulación de corriente eléctrica: magnético y térmico.
El circuito magnético está formado por un electroimán y su función es
la de la protección ante posibles cortocircuitos, cortando el paso de la
corriente cuando se alcanza un valor (definido por el fabricante).
El circuito térmico está formado por una lámina bimetálica y su función
es la de la protección ante posibles sobrecargas. Dicha lámina se
deforma al pasar cierta corriente durante un tiempo según diseño. Por
ello, cuando se alcanza cierta temperatura (efecto Joule) se abre el
circuito.
Las características que definen al interruptor magnetotérmico son la tensión
nominal, la intensidad, el poder de corte, el número de polos y la curva de
disparo.
Para las instalaciones de corriente continua existen interruptores
magnetotérmicos específicos, con un precio muy elevado. Por eso suelen
usarse los fusibles.
INTERRUPTOR DIFERENCIAL:
Se trata de un dispositivo que permite detectar defectos de aislamiento y
proteger de ellos a los usuarios de las instalaciones, cortando el suministro de
energía
Pablo Benhamou Sáez
39
Su funcionamiento se basa en la medición de la corriente de entrada y de
salida del receptor, realizando la suma vectorial de ambas corrientes. Si el
resultado es cero, no sucede nada, pues la corriente por las tres fases no
tiene ningún otro camino de defecto. Pero si existiese una falta de
aislamiento, se produciría una falta a tierra y, por lo tanto, un desequilibrio
entre las corrientes, lo que provocará la excitación de una bobina interna que
provocará el corte del suministro eléctrico.
La sensibilidad del interruptor diferencial es la diferencia de intensidad que
determina el disparo del interruptor diferencial. Los valores de sensibilidad
están normalizados: alta sensibilidad (30mA), media (300mA), baja
(500mA),etc. A valores inferiores de dicho valor de sensibilidad, el diferencial
no abriría el circuito.
Puesta a tierra.
Según la instrucción ITC-BT-18 del REBT, la definición de puesta a tierra es: “
La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni
protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte
conductora no perteneciente al mismo mediante una toma a tierra con un
electrodo o grupos de electrodos en el suelo.”
La ITC-BT 40 en el artículo 8.2.1 establece que las instalaciones generadoras
aisladas conectadas a instalaciones receptoras que son alimentadas de
forma exclusiva por dichos grupos, que la red de tierras de la instalación
conectada a la generación será independiente de cualquier otra red de
tierras.
La toma de tierra estará diseñada conforme a lo dictado en la ITC-BT 18, ITC-
BT 24 y en la MIE-RAT 13. Se deberá disponer de una toma a tierra de
protección que, como mínimo, deberá estar conectada a la estructura del
campo generador y a los marcos metálicos de los módulos fotovoltaicos.
Pablo Benhamou Sáez
40
La ITC-BT 18 del REBT, nos dice que los conductores de protección deberán
ser como mínimo de la siguiente sección:
2,5 mm2 si los conductores de protección disponen de una protección
mecánica.
4 mm2 si los conductores de protección no disponen de una protección
mecánica.
Figura 1.14. Esquema de una puesta a tierra según ITC-BT 18.
Pablo Benhamou Sáez
41
1.5. HerramientadesimulaciónPVSyst
PVSyst es una herramienta de software fiable y reconocida en el sector
fotovoltaico, que nos permite realizar simulaciones con una potente base de
datos (técnicos y meteorológicos), para el dimensionamiento de la instalación
fotovoltaica que queramos realizar.
En este Trabajo de fin de Grado, se ha utilizado esta herramienta como base
para el cálculo, dimensionado y simulación de las instalaciones fotovoltaicas,
como veremos más adelante en los siguientes epígrafes.
A continuación, a través de una serie de capturas de pantalla, se mostrarán
las características generales de esta herramienta.
Captura 1. Imagen del menú principal
En este menú inicial podremos acceder al predimensionado de una
instalación, para a groso modo visualizar las características de una
instalación, de una forma rápida y sencilla, no sirve para proyectos reales.
En la opción de diseño del proyecto podremos comenzar nuestro proyecto,
entre los que podríamos elegir realizar una instalación conectada a red, una
instalación aislada o una instalación de bombeo.
Pablo Benhamou Sáez
42
También se dispone de una gran base de datos de componentes que
formarían las partes de la instalación fotovoltaica, como paneles, reguladores,
inversores, baterías, etc.
En la captura 2, se puede observar la interfaz para el dimensionado de una
instalación aislada de la red eléctrica.
Captura 2. Interfaz inicial de la instalación aislada
Como se puede ver en la captura 2, en la parte superior tendremos todos los
datos de la situación de nuestro proyecto, que servirá para que el programa
obtenga de su base de datos todas las referencias meteorológicas con las
que luego simulará nuestra instalación.
En la parte inferior denominada, Variante del sistema, es donde tendremos
acceso a la configuración de los elementos que configurarán nuestra
instalación aislada.
Pablo Benhamou Sáez
43
Aquí estarán presentes todos los elementos de la instalación aislada excepto
el inversor, para poder introducirlo en la simulación tendremos que
considerarle como una carga del sistema teniendo en cuenta su eficiencia y el
consumo en stand-by.
Según muestra la captura 3, podremos elegir la orientación e inclinación de
nuestros paneles, pudiendo así amoldarnos a las características constructivas
de la base de los paneles o buscar la mejor inclinación y orientación que nos
permita captar la energía solar de una forma óptima.
Además podremos elegir el tipo de campo, es decir, si la instalación es fija, se
configura por lamas, o si tiene seguidores.
Captura 3. Interfaz de selección de orientación, inclinación y tipo de paneles.
Captura 4. Selección de cargas
Pablo Benhamou Sáez
44
A través del botón Necesidades del Usuario, visto en la captura 2, accedemos
a la información sobre las cargas (captura 4), donde introduciremos su
potencia, las horas de uso, su reparto anual, mensual o estacional y si los
consumos se realizan los siete días de la semana o menos.
A través del botón Sistema, de la captura 2, accederemos a las partes más
básicas de la instalación (captura 5), ya que es en este acceso del programa
donde podremos elegir los paneles a utilizar, las baterías, y los reguladores de
carga.
Captura 5. A la izquierda selección de paneles y regulador, a la derecha selección de baterías.
Función Pérdidas Detalladas (captura 2), se podrá acceder a los detalles que
implican factores como el degradado de los paneles con el tiempo, el tipo de
colocación de los paneles (integrados en edificio, semi-integrados o al aire
libre), dimensionamiento del cableado con su sección correspondiente, factor
polvo y suciedad.
Pablo Benhamou Sáez
45
También a través de la opción Sombras Cercanas podremos diseñar un
espacio tridimensional (captura 6), en el que situaremos nuestra instalación y
los objetos que reflejen sombras cercanas en nuestros paneles. Además entre
otras opciones podremos visualizar las sombras que se proyectan sobre
nuestra instalación a lo largo del día, en la estación o mes que deseemos
comprobar.
Captura 6. Diseño tridimensional de nuestra instalación.
Una vez diseñados, dimensionados y definidos todos los elementos de
nuestra instalación podremos simular su comportamiento. Para ello PVSyst
nos permite a través de su base de datos obtener los parámetros de
producción y comportamiento de la instalación diseñada, para poder realizar
un proyecto fotovoltaico fiable.
Una vez finalizada la simulación, el programa nos facilitará el acceso a un
resumen de los resultados más general, así como tablas y gráficas muy
concretas del comportamiento de la instalación a lo largo del tiempo.
Pablo Benhamou Sáez
46
Captura 7. Simulación en proceso.
2. Estudio preliminar en la nueva torre‐aulario.
En los epígrafes del 2 al 2.4, se va a realizar el estudio preliminar de las
instalaciones fotovoltaicas propuestas, con los condicionantes que
representan la inclinación, orientación y situación de los paneles en la nueva
torre-aulario. De este modo se pretende ver, en un primer momento, las
mejores configuraciones y características a implementar en los desarrollos de
las instalaciones fotovoltaicas posteriores. Se hace hincapié en el nuevo
edificio-aulario, ya que será la parte principal de este proyecto, aunque no se
descartará diseñar alguna instalación complementaria en otra ubicación
distinta a la de la torre-aulario.
La estructura del edificio-aulario de la nueva Escuela de Ingenierías
Industriales recuerda a un prisma rectangular, lo que facilita el montaje de
paneles de inclinación 90ª incrustados en las caras planas del edificio.
También un tejado que se proyecta plano, facilitaría la instalación de los
paneles, configurando la inclinación y la orientación que maximicen la
potencia que pueda obtenerse.
Se contaría con las siguientes ubicaciones:
Pablo Benhamou Sáez
47
Ubicaciónenlafachadadeledificio‐aulario,juntoalsalientedela
escaleradeemergencia.
Esta ubicación presenta una orientación de 30º al este, respecto del sur, con
una inclinación de 90ª. Se aprovecharía un espacio que no tendría mayor uso
que el cerramiento estructural del edificio y podría ser ampliamente
observado por cualquier usuario o transeúnte, cumpliendo el objetivo de
divulgación, aunque el problema vendría motivado por la obligatoriedad de la
inclinación (90º) y la orientación (azimut-30º) que no son las más idóneas
para una instalación fotovoltaica, debido a que una inclinación de 90º
empeora la recepción de la mayor parte de los rayos solares durante el día.
Fig.2.1 Esquema de la ubicación de paneles en la fachada
Ubicaciónexteriorenescaleradeemergencia.
Esta ubicación es colindante con la anterior, con las mismas características
de inclinación y orientación de los paneles; la salvedad que podemos hacer es
que evitamos las sombras que vierte la escalera de emergencia sobre la
fachada, ya que dicha escalera sobresale 4,2 metros de la fachada del
edificio, con la consiguiente mejoría de las pérdidas por sombreado de
paneles.
Pablo Benhamou Sáez
48
También ha de considerarse que en este caso la ventilación, instalación y
mantenimiento de los paneles es mucho más fácil, al poder acceder a los
paneles a través de la propia escalera que si estuvieran empotrados sobre la
fachada.
Fig.2.2 Representación de la ubicación de los paneles en la escalera de emergencia
Ubicacióneneltejadooazoteadeledificio.
Este emplazamiento de los paneles facilita la instalación, mantenimiento y
ventilación de los mismos, ya que no sería necesaria la colocación de
andamios, evitando el trabajo en altura. La inclinación y la orientación del
panel puede ser la que deseemos, pudiendo obtener la que maximice el
rendimiento de los paneles; la única sombra que podría ensombrecer
nuestros paneles sería la que vertiese el panel más próximo pero, con la
herramienta de simulación, se puede conseguir hallar la distancia óptima
para que no se ensombrezcan entre ellos los propios paneles. No obstante,
hay que reconocer que en esta solución, los paneles no se hacen muy visibles
y por tanto el objetivo de concienciación no sería tan evidente.
Pablo Benhamou Sáez
49
Fig.2.3 Ubicación de los paneles en el tejado o azotea del edificio.
2.1. Sistemadegeneracióndelacorrienteeléctrica
El sistema elegido para la conexión y uso de la electricidad generado por los
paneles, será el de un sistema fotovoltaico aislado. Esto se debe en gran
parte a que el propietario es una institución pública que en ningún momento
pretende darse de alta como suministrador o generador de energía eléctrica,
con lo que económica y burocráticamente supondría por ello. Además según
el RD-900/2015, se debería de pagar una serie de impuestos de
mantenimiento del sistema eléctrico por cada kW instalado y cada kWh de
energía autoconsumida, si la instalación no fuese aislada. En este caso el
realizar una instalación aislada favorece los objetivos que se han planteado.
Pablo Benhamou Sáez
50
2.2. Estudio con simulación de las distintas
alternativas
Para esta parte del estudio se ha contado con la herramienta de software
PVSyst, que nos permitirá simular, a través de sus bases de datos y sus
herramientas gráficas, nuestra instalación de la forma más cercana a la
realidad, obteniendo la producción de nuestra instalación fotovoltaica. Nos
permitirá construir en 3D una “maqueta” de nuestro edificio, establecer su
localización y poder así diseñar el conjunto de paneles fotovoltaicos y
establecer su ubicación respecto del edificio, como vamos a ver en el análisis
a continuación, ya que el programa nos va a generar un informe donde
podremos observar la radiación que recibe el panel y restando pérdidas o
sumando factores favorables, nos indicará al final la energía que vamos a
producir a lo largo del año.
En este estudio hemos tenido en cuenta la utilización de reguladores, aunque
se ha intentado en todo momento que fuesen de la misma marca y/o tipo
para que su rendimiento no afectase en gran manera el estudio de la energía
final producida. De esta forma, los resultados que obtengamos de las
diferentes alternativas serán debidos, mayoritariamente, a la disposición de
los módulos (120 paneles fotovoltaicos genéricos de 250W) y a la radiación
que éstos reciben.
Pablo Benhamou Sáez
51
Estudio ubicación en la fachada del edificio‐aulario, junto al
salientedelaescaleradeemergencia
Como hemos visto en la Fig.2.1, nuestra ubicación en este caso de los
módulos solares estará sobre la fachada del aulario, junto a la escalera de
emergencia. La situación es de una orientación de -30º Este y una inclinación
de 90º. Simulando en nuestra “maqueta” 3D para el emplazamiento
acordado en la ciudad de Valladolid, los resultados obtenidos a través de la
simulación y contrastando el programa con sus bases de datos
climatológicos, tenemos en la Fig.2.4 el análisis cuantitativo de nuestra
instalación en la ubicación sobre la fachada.
Fig.2.4. Informe del diagrama de pérdidas
Pablo Benhamou Sáez
52
Las pérdidas relacionadas con la inclinación de los paneles, las sombras del
saliente de la escalera sobre la fachada, de los árboles cercanos y la
orientación del edificio junto con la inclinación de 90º, todo ello hace que a
horas tempranas los paneles estén sombreados sin poder aprovechar toda la
radiación diurna, obteniendo un porcentaje de pérdidas muy elevado del
orden del 41% (-25.9% de pérdidas por incidencia sobre plano receptor y -
16.7% por sombras cercanas) sobre la irradiación que de forma horizontal
podría captarse en esa localización.
De todas formas se ha intentado a través del número de paneles (120
paneles) y de su localización sobre la fachada, que los paneles que
estuviesen instalados recibiesen la menor influencia de las sombras ajenas a
la orientación, como subir los paneles para contrarrestar la sombra de los
árboles y situarlos en el extremo más alejado de la escalera de emergencias
para evitar su sombra, siempre intentando compaginar estos hechos con la
armonía estética del edificio.
En la Fig.2.5 se visualizan la evolución de las sombras a determinadas horas
en dos días, uno de verano y otro en invierno para tener en cuenta la “altura”
del sol según las estaciones.
Pablo Benhamou Sáez
53
Día 2/12/2015: (Invierno)
10:45h 12:15h 16:00h
Día 2/7/2015: (Verano)
10:45h 12:45h 16:00h
Fig.2.5. Donde se aprecia evolución de la sombra según los dos días seleccionados.
Pablo Benhamou Sáez
54
A través de la Fig. 2.6 vamos a ver la producción que tendría la instalación
mes a mes.
Fig. 2.6. Energía producida mes a mes, con sus pérdidas.
Así podemos ver para el dimensionamiento de nuestra instalación a alimentar
que los peores meses corresponden a Noviembre y Diciembre. Mientras que
los mejores meses serán los de primavera, Abril y Mayo.
Pablo Benhamou Sáez
55
Estudioubicaciónexteriorenescaleradeemergencia
Esta ubicación se considera como la idea para evitar las sombras que el
saliente de la escalera de emergencia vierte sobre los paneles en la fachada
del edificio.
Como en el caso anterior, la orientación y la inclinación de los paneles es la
misma, y al igual que antes se ha intentado que el inicio de la ubicación de los
paneles esté unos metros por encima del suelo para que la sombra de los
árboles cercanos no afecte demasiado a nuestra instalación.
Como vimos en la Fig.2.2 en la representación de esta ubicación respecto del
edificio, se intenta elevar los paneles lo máximo posible para que la incidencia
de las sombras de los árboles sea lo menor posible, intentando además
ocupar el mayor espacio posible a lo ancho.
En la Fig.2.7 vemos el análisis del informe de la simulación, teniendo al final
del mismo la información cuantitativa de la energía que produciría nuestra
instalación en esta ubicación (semiempotrada), además de poder cuantificar
en porcentaje, las pérdidas que tendremos. Como podemos observar los
datos del informe arrojan una generación de 28.44MWh y pérdidas en gran
parte producidas por la inclinación de los paneles (-25.9%), ya que la pérdida
por sombras es muy reducida (-1.2%) respecto del caso anterior.
Pablo Benhamou Sáez
56
Fig.2.7. Esquema de pérdidas de la instalación.
Pablo Benhamou Sáez
57
Y en la Fig.2.8 tendremos una idea de la evolución de las sombras en
nuestros 120 paneles, en los dos días considerados.
2/12/2015 (Invierno):
10:15h 12:15h 16:00h
2/07/2015 (Verano):
10:45h 12:15h 16:00h
Fig. 2.8. Evolución de sombras según estación y horas.
Como se puede apreciar en la Fig. 2.8, apenas tenemos sombras durante el
día, pero en verano sí que podemos ver, que por la orientación de -30º Este, a
las 16h el panel queda sombreado ya que el sol se encuentra del otro lado
del edificio, lo que hace que no se pueda disfrutar de gran parte de la
radiación diurna del sol, con la consiguiente pérdida de generación.
Pablo Benhamou Sáez
58
A través de la figura 2.9 vamos a ver la producción que tendría la instalación
mes a mes.
Fig. 2.9. Gráfica con la producción útil y pérdidas, y debajo tabla de potencias y eficiencias.
Vemos que la producción de energía es un 27% mayor que en el caso de
instalación sobre fachada.
Pablo Benhamou Sáez
59
Estudioubicaciónentejadooazotea
La última de las ubicaciones (al aire) de nuestros paneles nos lleva a pensar
en la azotea del edificio, donde la instalación en medios constructivos y de
mantenimiento será más sencillo que en los casos anteriores. Además se
debe de añadir el hecho que esta ubicación permite el buscar la mejor
orientación e inclinación de los paneles, que nos calculará el software PVSyst,
y así poder obtener el mayor rendimiento de nuestra instalación fotovoltaica.
Las características que optimizan la instalación son una orientación Sur (0º),
una inclinación de 35º y una separación entre módulos de 5,5 metros que
impida que arrojen sombras los paneles sobre los de atrás.
Como pudimos ver en la Fig.2.3 la representación de nuestra instalación en la
azotea, será la que introduzcamos para la simulación en el programa.
En la página siguiente, en la Fig.2.10., vamos a observar el diagrama con los
datos de la simulación que hemos obtenido, vemos la energía que se
produciría anualmente que sería de 44,85 MWh, con pérdidas muy pequeñas
y hay que añadir que la orientación y la inclinación, favorecen la producción
en un +14.9% sobre la irradiación global horizontal.
Pablo Benhamou Sáez
60
Fig. 2.10. Esquema de pérdidas de la instalación
Pablo Benhamou Sáez
61
2/12/2015 (Invierno):
10:45h 12:15h 16:00h
2/07/2015 (Verano):
10:45h 12:15h 16:00h
Fig.2.11. Evolución de las sombras
En invierno hacia el final del día pese a la distancia que hay entre los paneles,
no se puede evitar que el panel delantero proyecte sobre el trasero una ligera
sombra. En verano no se arrojan ninguna sombra entre los paneles.
En la figura 2.12, vamos a observar la gráfica con la producción y pérdidas
mes a mes, igual que la tabla que nos mostrará cuantitativamente la
producción de energía mes a mes.
Pablo Benhamou Sáez
62
Fig. 2.12. Análisis mes a mes de la ubicación en tejado.
Pablo Benhamou Sáez
63
2.3. Comparativa entre ubicación sobre escalera de
emergenciayempotradaenfachada.
Debido a la imposibilidad constructiva de ubicar nuestra instalación en la
azotea, debemos de elegir entre su ubicación empotrada en la fachada o
sobre la escalera de emergencia.
La ubicación en azotea nos ha servido para poder tener una idea del óptimo
de producción de nuestra instalación, y a lo que se puede llegar a producir en
unas condiciones de orientación e inclinación lo más favorables posibles.
Por lo tanto, debemos realizar la comparativa entre las dos ubicaciones a
llevar a cabo, es decir, o sobre la escalera de emergencia o sobre la fachada
del edificio. Para ello vamos a contrastar los resultados obtenidos en los
informes de simulación y con una evolución de sombras en las 4 estaciones.
La primera de las comparativas versará sobre los resultados obtenidos en
sendos informes, en la Fig.2.4 y Fig.2.6 hemos visto los resultados detallados
de la ubicación sobre fachada y en la Fig.2.7 y Fig.2.9 se mostraban los
resultados de la ubicación sobre la escalera de emergencia. Para no volver a
repetir los informes se presenta en la siguiente Tabla 2.1 una comparación de
los conceptos más importantes para el estudio de la instalación, aunque no
vienen todos los conceptos desglosados, nos podemos hacer una idea de la
conveniencia de optar por una u otra opción.
Pablo Benhamou Sáez
64
Escalera de Emergencia
Sobre la Fachada
Azotea
Irradiación global Horizontal 1594
kWh/m2 1594
kWh/m2 1594
kWh/m2
Pérdidas por la orientación y la inclinación de los paneles
‐25,90% ‐25,90% +14,9%
Pérdidas por sombras cercanas ‐1,20% ‐16,70% ‐1,70%
Energía nominal Generador 32,64 MWh 27,68 MWh 51,22 MWh
Pérdidas por Temperatura ‐3,60% ‐5,50% ‐4,3%
Pérdida eléctrica por sombreado de paneles
0,00% ‐5,00% ‐0,2%
Energía anual inyectada a red 28,44 MWh 22,34 MWh 44,85 MWh
* Horas Equivalentes 948 744,6 1495
Tabla 2.1. Comparativa resultado de la simulación.
* A través de la siguiente fórmula: í
Las horas equivalentes nos van a permitir comparar las 3 configuraciones de
una forma equilibrada, tendremos un parámetro de comparación equitativo
para todos los casos al obtener el tiempo que para cada configuración
estarían funcionando los paneles al año.
Los porcentajes que vienen mostrados en la tabla, son una minoración sobre
la irradiación global horizontal que tendría el panel en esa situación, es decir
que disminuirá la generación eléctrica del panel. Las pérdidas por
temperatura vienen influenciadas por la ubicación, no es lo mismo un panel
empotrado sobre una fachada, sin apenas refrigeración, que sobre el
armazón estructural de una escalera que representa la misma una “cámara”
de ventilación.
Evolución de las sombras según las estaciones en la ubicación de la
instalación empotrada en la fachada.
Ubicación sobre Fachada
10:45h 12:45h 16:15h
Primavera ( 2 de Abril)
Verano (2 de Julio)
Otoño (2 de
Octubre)
Invierno ( 2 de
Diciembre)
Tabla 2.2, evolución de sombras en ubicación sobre fachada
Pablo Benhamou Sáez
66
Evolución de las sombras según las estaciones en la ubicación de la
instalación empotrada en la escalera de emergencia.
Ubicación sobre Escalera de Emergencia
10:45h 12:45h 16:15h
Primavera ( 2 de Abril)
Verano (2 de Julio)
Otoño (2 de
Octubre)
Invierno ( 2 de
Diciembre)
Tabla 2.3, evolución de sombras sobre escalera de emergencia.
Pablo Benhamou Sáez
67
En definitiva, y viendo los resultados cuantitativos de la simulación, con sus
pérdidas y su generación de energía, además de la evolución de las sombras
sobre los paneles, podemos asegurar las ventajas de la ubicación sobre la
escalera de emergencia sobre la fachada del edificio. En resumidas cuentas,
podemos enumerar:
Igualdad de orientación e inclinación (-25.9% de pérdida sobre la
irradiación) que no permite diferenciar entre una ubicación u otra.
Proximidad de ambas instalaciones que cumplirían con el objetivo de
dar visibilidad a la instalación.
En la evolución de sombras podemos apreciar cómo las sombras que
aparecen en la ubicación en la escalera de emergencia son las
debidas a la orientación del sol respecto de la tierra, frente a las de la
ubicación en fachada que hay que añadirle las sombras por árboles en
la parte baja (en la configuración de 120 paneles, no se puede subir
más) y a la proyección del saliente de la escalera de emergencia que
va sombreando progresivamente la zona de la fachada donde se sitúa
la instalación.
Superioridad de generación de energía en la ubicación en la escalera
de emergencia (28,44 MWh anuales) frente a la ubicación en fachada
(22,34 MWh anuales), con la misma cantidad de paneles obtenemos
un 27,31% más de energía.
Las pérdidas por sombreado en la ubicación de la escalera de
emergencia son mucho menores (-1.2%) que en el caso de sobre
fachada (-21.7%, 16.7% de pérdidas de radiación por sombreado y 5%
de pérdidas eléctricas por sombreado). Gran parte de esas sombras,
como hemos visto en la evolución del sombreado, son proyectadas por
el saliente de la escalera de emergencia.
2.4. Conclusionesde las configuraciones en el edificio‐
aulario.
Las conclusiones a las que llegamos son:
Como bien se expuso anteriormente, la instalación sobre la azotea, por
razones arquitectónicas no podrá ser una de las alternativas viables,
pero servirá como muestra del alcance óptimo de la instalación en
dicha ubicación.
Aunque depende de las cargas que queramos conectar a nuestra
instalación aislada, la ubicación que más energía produce durante el
año es la de la azotea. La posibilidad de orientar e inclinar los paneles
en su posición de producción óptima, permite obtener el máximo
rendimiento a nuestra instalación, e incluso si fuese necesario, instalar
menos paneles, obteniendo la misma producción que en el resto de
ubicaciones, con el consiguiente ahorro económico. Es verdad que
esta configuración no es tan vistosa como las otras, pero se podrían
añadir ciertas señalizaciones, marcadores que señalen la producción
diaria o el ahorro diario de CO2, que permita un reconocimiento y una
toma de conciencia ambiental de la UVA para con sus estudiantes y
para con las personas tanto interesadas en la materia como
ciudadanos de a pie.
Las ubicaciones de la escalera de emergencia y la de fachada, se ven
desfavorecidas por la fijación de la orientación y por la mayor
penalización en cuanto a recepción de los rayos solares, de la
inclinación a 90º. Por lo que no pueden ni acercarse en energía
generada, teniendo el mismo número de paneles, a la ubicación en la
azotea.
Pablo Benhamou Sáez
69
De entre las dos opciones, escalera de emergencia o sobre fachada,
se obtendría una mayor eficiencia en la ubicación en la escalera de
emergencia, ya que nos evitamos la sombra que ésta proyecta sobre la
fachada. Y sería igual de visible que en el caso de sobre fachada.
Además, en el caso de la instalación en la escalera de emergencia, se
ve favorecida por el hecho de que constructivamente y sobre todo a la
hora del mantenimiento y su acceso, es más sencillo que si
empotramos los paneles a la fachada directamente
Como ya se vio en el punto 2.3 de este estudio, las ventajas de la
escalera de emergencia son notables frente a la ubicación en la
fachada.
La generación de energía eléctrica de forma renovable y sostenible
para el uso en determinados contextos (iluminación, puntos de recarga
eléctrica, etc.), son un paso muy favorable en la concienciación de la
sociedad y un ahorro en la factura de electricidad para la Universidad.
De esta forma la Universidad en general y la Escuela de Ingenierías
Industriales en particular, transmitirían una imagen tanto dentro de la
institución como al exterior, de renovado espíritu de desarrollo tanto en
la técnica industrial como medioambiental.
Pablo Benhamou Sáez
70
3. Estudios de las Instalaciones a valorar
Ya se han visto las tres principales ubicaciones a estudiar en la nueva torre-
aulario, de las cuales hemos señalado la mayor conveniencia de la ubicación
sobre la escalera de emergencia, además de poder comprobar que la
orientación e inclinación de los paneles son una parte de la instalación muy
importante.
Se hace necesario buscar otras ubicaciones (en el edificio antiguo de la
facultad) para disponer de más alternativas, y otras configuraciones o
disposiciones de los módulos distintas de las del epígrafe 2, tanto en la
escalera de emergencia de la torre nueva como sobre la fachada de la misma,
para de este modo encontrar la mejor ubicación y la mejor configuración de
los paneles.
Las configuraciones nuevas serán en disposición de los módulos en lamas,
que nos permiten pese a los problemas de orientación, conseguir un ángulo
de inclinación óptimo que no penalicen la instalación como con la inclinación
a 90º, vista en el epígrafe 2. Además de presentar soluciones, que veremos a
continuación, como la integración de los paneles fotovoltaicos en la
estructura del edificio.
A continuación se realiza el estudio de las distintas configuraciones de
paneles, cuatro en nuestro caso (tres en disposición de lamas), que serían
dos nuevas configuraciones en la nueva torre-aulario y dos nuevas
ubicaciones en el edificio antiguo de la antigua Facultad de Ciencias.
Las nuevas configuraciones a estudiar serán:
Lamas en Escalera de Emergencia. Lamas sobre Fachada. Lamas en lateral Edificio Antiguo. Módulos instalados en la escalera de la fachada principal edificio
antiguo.
En las siguientes simulaciones se suponen los mismos paneles de 250W
genéricos, para no introducir más variantes entre las distintas opciones.
Pablo Benhamou Sáez
71
LamasenEscaleradeEmergencia:
Fig.3.1 Representación tridimensional de las lamas en escalera de emergencia.
En la ubicación de la nueva torre-aulario que se pretende construir, se va a
realizar el estudio de la posible instalación de los módulos solares en su
caracterización por lamas, una serie de lamas por cada nivel del edificio.
Debido a la altura de los niveles del edificio y a la anchura de la escalera de
emergencia podremos situar seis líneas de lamas y en cada una de ellas se
instalarán en serie 16 paneles, lo que haría un total de 96 paneles (en la
configuración principal vista en apartados anteriores podíamos completar la
fachada con 120 paneles).
Según la simulación realizada con el programa PVSyst, comprobando la
energía que podría producir en un año esta instalación, tendremos los
siguientes resultados, en la Figura 3.2 podremos observar en forma de
histograma y de tabla de datos la producción de la instalación en una
estimación mes a mes.
Pablo Benhamou Sáez
72
Fig. 3.2. Análisis mes a mes de la ubicación sobre escalera de emergencia en configuración de lamas.
En la Figura 3.3, se puede observar un diagrama de pérdidas analizado con
nuestro programa de análisis, PVSyst, donde tendremos todo lo que
teóricamente podría producir nuestra instalación y lo que después de
pérdidas va a producir.
Pablo Benhamou Sáez
73
Figura 3.3. Diagrama de pérdidas durante el año
Como se puede ver en el diagrama de la Figura 3.3, el tener las lamas con la
inclinación óptima, va a favorecer (+12.4%) la producción de la instalación,
pero las sombras de los árboles cercanos, las pérdidas por sombreados de
las lamas superiores sobre las inferiores, y la orientación del edificio van a
penalizar la producción -33.7% ( que se desglosaría en un -19,6% de pérdidas
sobre la irradiación y un -14,1% de pérdidas eléctricas por sombreados, ya
que de una misma cadena de paneles en serie, si se sombrease uno solo de
los paneles de la serie, obligaría al resto de paneles no sombreados de la
cadena a producir igual que el panel sombreado).
Pablo Benhamou Sáez
74
En la siguiente tabla, Tabla 3.1, podremos ver una evolución de las sombras
en los paneles, según la hora y la estación del año. Así podremos hacernos
una idea de cómo la altura del sol afecta a las sombras a medida que
transcurre el año y poder tener una visión más global de la producción de la
instalación, junto a los datos de producción eléctrica de cada mes.
Ubicación Lamas sobre Escalera de Emergencia
10:45h 12:45h 16:15h
Primavera ( 2 de Abril)
Verano (2 de Julio)
Otoño (2 de
Octubre)
Invierno ( 2 de
Diciembre)
Tabla 3.1. Evolución de sombras en la ubicación sobre Escalera de Emergencia
Pablo Benhamou Sáez
75
La Tabla 3.1, nos muestra la evolución de las sombras en nuestra instalación
según las horas y las estaciones del año, así podemos observar cómo de 13h
a 16h las lama superior proyecta su sombra sobre la lama inferior.
Y a primera hora es la sombra de los árboles la que mayor incidencia tiene
sobre las lamas de menor altura de la instalación.
Previendo estos problemas de sombras, ya que al sombrearse una parte de
un solo módulo, el resto de módulos conectados en serie van a producir igual
de corriente que el módulo sombreado pese a no estar los demás
sombreados. La solución, viendo la evolución de las sombras, es conectar
cada nivel de lamas en serie, teniendo así 6 cadenas de 16 módulos en serie.
LamassobreFachada
La siguiente de las opciones es la configuración en lamas en la torre-aulario
nueva.
En esta nueva configuración cambiaremos la inclinación de los paneles
usando lamas, separadas según los niveles del edificio. Para esta
configuración, que viene determinada por los niveles del edificio y la anchura
de esa parte de la fachada, tendremos 60 paneles fotovoltaicos a una
inclinación de 35º y la orientación seguirá siendo la del edificio de 30º
Sureste.
Fig.3.4. representación de lamas sobre fachada
Pablo Benhamou Sáez
76
A continuación, veremos un histograma y una tabla que nos mostrará las
características productivas de nuestra instalación, al realizar la simulación
con PVSyst.
Fig.3.5. Análisis mes a mes de la ubicación sobre escalera de emergencia en
configuración de lamas.
Pablo Benhamou Sáez
77
Fig. 3.6. Diagrama de pérdidas durante el año
Al igual que en el caso anterior la inclinación óptima de las lamas (35º en
nuestro caso) favorece la producción de nuestra instalación (+12.4%), pero
las sombras que se proyectaran sobre las lamas, a las del caso anterior hay
que añadir las sombras que el saliente de las escalera de emergencia
proyecta sobre este lado de la fachada, nos penaliza la producción un -41.2%
(que de forma desglosada quedaría, como un -23.9% de pérdida en la
irradiación y un -13.3% de pérdida de energía eléctrica por el sombreado de
las cadenas).
La producción es menor que en el caso anterior, aparte de por todas las
pérdidas, ya que la superficie en la que vamos a trabajar es menor, tanto es
así que tenemos un total de 60 paneles.
Pablo Benhamou Sáez
78
De nuevo vamos a visualizar la evolución de las sombras en nuestra
instalación a través de la tabla siguiente, Tabla 3.2, para hacernos una idea
de cómo las sombras van a influir en nuestra instalación de una forma no tan
matemática sino más visual.
Ubicación Lamas sobre Fachada
10:45h 12:45h 16:15h
Primavera ( 2 de Abril)
Verano (2 de Julio)
Otoño (2 de
Octubre)
Invierno ( 2 de
Diciembre)
Tabla 3.2. Evolución de sombras en la ubicación sobre fachada del nuevo aulario.
Pablo Benhamou Sáez
79
La tabla 3.2 nos da esa visión del sombreado, pudiendo hacernos una idea de
cómo afecta a nuestra instalación. Aquí podemos ver que a partir de las
12:45h el saliente de la escalera comienza a proyectar su sombra sobre los
paneles, sobretodo en otoño e invierno. En las 4 estaciones sobre las 16:15h
y tenemos la práctica totalidad de las lamas sombreadas, la lama superior se
sombreará más tarde pues solo le afecta la sombra que proyectaría el
saliente de la escalera que no será mucho a esa altura.
Como en el caso anterior cada nivel de lamas es una serie, por lo que
tenemos 6 cadenas de 10 módulos en serie.
Pablo Benhamou Sáez
80
LamasenlateralEdificioAntiguo
Fig. 3.7. Representación de lamas en lateral Edificio Antiguo
Esta ubicación no había sido analizada en el epígrafe 2, sería uno de los
“brazos” laterales del edificio antiguo, más concretamente:
Al igual que en las ubicaciones analizadas anteriormente, la orientación del
edificio es de 30º Sureste.
Usaremos lamas que nos permitan obtener la inclinación óptima para nuestra
situación, 35º y así disminuir las pérdidas globales de la instalación.
Pablo Benhamou Sáez
81
La instalación constará de 120 paneles, con seis niveles de lamas de 20
paneles en serie cada una.
Continuación veremos los resultados obtenidos de la simulación de esta
configuración.
Fig. 3.8. Análisis mes a mes de la ubicación sobre escalera de emergencia en configuración de lamas.
Pablo Benhamou Sáez
82
Fig. 3.9. Diagrama de pérdidas durante el año
Con las figuras 3.8 y 3.9, tendremos una idea de su comportamiento mes a
mes y de la producción anual de nuestra instalación, respectivamente.
En esta localización y con esta configuración, al igual que en los casos
anteriores, se ve favorecida la generación eléctrica por la inclinación de los
paneles (+12.4%), pero las sombras de los árboles y las proyecciones de las
lamas superiores sobre las inferiores, penalizan la producción de la
instalación un -23.9% (que correspondería a un -19,8% en pérdidas de
irradiación y un -7,1% de pérdidas de generación eléctrica por sombreado),
aunque en menor medida que en los dos anteriores casos.
Para tener una idea más visual, la Tabla 3.3 nos muestra una evolución de las
sombras en cuanto a estaciones y horas.
Pablo Benhamou Sáez
83
Ubicación Lamas Edificio Antiguo
10:45h 12:45h 16:15h
Primavera ( 2 de Abril)
Verano (2 de Julio)
Otoño (2 de
Octubre)
Invierno ( 2 de
Diciembre)
Tabla 3.3. Evolución de sombras en la ubicación lamas sobre fachada lateral antigua.
A primeras horas de la mañana, son los árboles de alrededor del edificio los
que proyectan sus sombras sobre los paneles inferiores. En primavera y
verano a las 16:15h la proyección de las sombras de las lamas superiores
sobre las inferiores es prácticamente total. Mientras que en otoño, a las
16:15h las lamas se comienzan a sombrear unas a otras. Y en invierno las
lamas no llegan a sombrearse unas a otras.
Pablo Benhamou Sáez
84
Módulosinstaladosescalerafachadaprincipaledificioantiguo.
Esta ubicación no había sido estudiada anteriormente. La fachada principal
del antiguo edificio de la Facultada de Ciencias, posee a ambos lados de la
entrada principal dos salientes que se corresponden con las escaleras del
edificio. La idea es aprovechar ese espacio para instalar paneles solares con
un cierto grado de opacidad y que al mismo tiempo que entra claridad a la
zona de escaleras pudiésemos generar electricidad. La orientación de los
paneles sería de 60º Suroeste y la inclinación es de 90º.
Fig. 3.10. Representación módulos en escalera fachada principal
La ubicación del edificio es la siguiente:
Como hemos dicho los paneles que instalaríamos en esta ubicación serían
translúcidos.
Pablo Benhamou Sáez
85
Pero a la hora de realizar la simulación hemos tenido en cuenta los mismos
paneles que en los casos anteriores para no añadir más factores
diferenciadores, y que sea la ubicación y su potencial de generación eléctrica
el factor principal a la hora de elegir la mejor opción.
Sí que habría que tener en mente, que los paneles translúcidos tienen un
rendimiento eléctrico mucho menor que los que estamos usando para las
simulaciones, con lo que la generación eléctrica será en realidad menor que
la obtengamos simulando.
Fig.3.11. Análisis mes a mes de la ubicación sobre escalera en fachada principal.
Pablo Benhamou Sáez
86
Fig.3.12. Diagrama de pérdidas durante el año
Esta ubicación tiene la ventaja de que ninguna o casi ninguna sombra es
proyectada a nuestra instalación. Es por ello que las pérdidas por sombreado
según la figura 3.12, nos resta un -1.5% de la producción.
Sin embargo, la orientación del edificio (60º Suroeste) y la inclinación de los
paneles (90º) nos hacen tener unas pérdidas que nos restarían un -31,6% de
la producción (-31,5% por pérdidas de irradiación y -0,1% por pérdidas
generación eléctrica por sombreado).
Pablo Benhamou Sáez
87
A todo esto deberíamos añadir el cálculo con los paneles solares translúcidos
que restarían más la producción al tener un rendimiento menor que los que
estamos actualmente utilizando para la simulación. El rendimiento de estos
paneles translúcidos depende del grado de luz que dejan pasar, por ejemplo
los paneles que estamos utilizando tienen un rendimiento del 15,46%,
mientras que el que pensamos instalar sería como máximo del 6,55%.
Harían una doble función, tanto la de producir electricidad como la de
proporcionar luminosidad a las escaleras del edificio.
Ubicación sobre Fachada principal Antigua
10:45h 12:45h 16:15h
Primavera
( 2 de Abril)
Verano (2 de Julio)
Otoño (2 de
Octubre)
Invierno ( 2 de
Diciembre)
Tabla 3.4. Evolución de sombras en la ubicación lamas sobre fachada lateral antigua.
Como bien se ha explicado anteriormente, la ventaja de esta ubicación reside
en la falta de sombras proyectadas sobre los módulos, en invierno se puede
ver, al ser la altura del sol menor que en el resto de estaciones, que se
proyectó una pequeña sombra del lateral del edificio.
Pablo Benhamou Sáez
88
Por lo demás, la orientación 60º Suroeste hace que por las mañanas los
paneles estén en el lado opuesto al sol, y que hacia mediodía y toda la tarde
hasta la noche, estén con el sol de frente.
Comparativadelas4ubicaciones/configuraciones.
La comparativa es difícil ya que cada una de las ubicaciones o
configuraciones tiene distinto número de módulos, así que tendremos que
fijarnos en varios factores, como pueden ser pérdidas, producción horas
equivalentes, etc.
Lamas Escalera de Emergencia
Lamas Sobre la Fachada
Lamas lateral edificio antiguo
Fachada principal edificio antiguo
Irradiación global Horizontal 1594 kWh/
m2 1594
kWh/m2 1594 kWh/
m2 1594 kWh/
m2
Número de Paneles 96 paneles 60 paneles 120 paneles 112 paneles
Pérdidas/Ganancia por la orientación y la inclinación de
los paneles +12,4% +12,4% +12,4% ‐31,5%
Pérdidas irradiación por sombras cercanas
‐19,6% ‐27.9% ‐19,8% ‐1,5%
Energía nominal Generador 33,03 MWh 18,56 MWh 41,27 MWh 28,3 MWh
Pérdidas por Temperatura ‐3,2% ‐3% ‐3,4% ‐8,5%
Pérdida eléctrica por sombreado de paneles
‐14,1% ‐13,3% ‐6,1% ‐0,1%
Energía anual inyectada a red 24,96 MWh 14 MWh 33,52 MWh 23,50 MWh
* Horas Equivalentes 1040h 933h 1117h 839h
Tabla 3.5. Comparativa resultados de la simulación.
* A través de la siguiente fórmula: í
Pablo Benhamou Sáez
89
Viendo en la tabla 3.5, los valores de cada una de las opciones y realizando el
análisis eléctrico, se puede decir que la mejor es la opción de las lamas sobre
la fachada lateral del edificio antiguo, donde se podrían instalar 120 paneles
fotovoltaicos (30 kWp).
La segunda mejor opción, es la de situar los paneles en configuración de
lamas sobre la estructura exterior que rodea la escalera de emergencia del
nuevo edificio, donde se instalarían 96 paneles fotovoltaicos (24 kWp).
Estas posibilidades de instalación fotovoltaica se han analizado desde el
punto de vista eléctrico, lo que no quiere decir que desde un punto de vista
arquitectónico, estructural o funcional, la mejor solución pueda ser otra.
Pablo Benhamou Sáez
90
4. Estudio de las cargas eléctricas de nuestra instalación
fotovoltaica aislada.
Para el estudio de las cargas, cuya potencia eléctrica va a ser suministrada
por la instalación que estamos estudiando, tenemos que tener en cuenta
varios aspectos como van a ser, qué queremos energizar, cuantos elementos
se van a energizar y cuál va a ser su uso.
Entre todas las opciones que se barajan, la posible utilización de la
electricidad generada se empleará para el suministro eléctrico de las
luminarias del parking exterior, luminarias para los jardines anexos a la
facultad y puntos de recarga USB.
Viendo las cargas, el uso de baterías sería un factor indispensable en el
estudio de esta instalación, ya que el uso principal de la energía será para las
luminarias y su empleo en horario nocturno, cuando nuestra instalación no
esté produciendo electricidad.
Pero primeramente estudiaremos cada una de las cargas por separado,
viendo las necesidades, y la legislación competente.
Pablo Benhamou Sáez
91
4.1 Estudio de las lámparas y luminarias para el parking
exterior.
A través de la siguiente fotografía, se puede observar la superficie que
queremos iluminar.
Imagen 4.1 Parking Exterior a la entrada de la facultad por la calle Real de Burgos.
La iluminación del parking debe de seguir la norma ITC-EA-02 “NIVELES DE
ILUMINACIÓN”, esta nos servirá de apoyo a la hora de calcular las luminarias y
las lámparas que necesitamos. Además para el cálculo de dichas luminarias,
usaremos la herramienta de software “DIALux”, introduciendo los parámetros
de nivel de iluminación que nos marque las instrucción técnica según nuestro
tipo de instalación y el uso que queremos darle.
Parking exterior a
electrificar con
nuestra instalación
fotovoltaica.
Pablo Benhamou Sáez
92
En el caso presente queremos iluminar el parking exterior que hemos
señalado en la fotografía, para ello disponemos de la mencionada norma que
en su punto 3.9, para aparcamientos de vehículos al aire libre, nos dice lo
siguiente: “El alumbrado de aparcamientos al aire libre cumplirá con los
requisitos fotométricos de las clases de alumbrado correspondientes a la
situación de proyecto D1-D2, establecidos en la tabla 4”. Dicha tabla 4 nos
dice:
Fig. 4.1 Clases de alumbrado para vías tipo C y D
Viendo lo que nos indica la norma ITC-EA-02, tomaremos como flujo de tráfico
de peatones alto, lo que nos exigiría una clase de alumbrado CE1A o CE2.
Pablo Benhamou Sáez
93
Los parámetros CE1A y CE2 conllevarán un nivel de iluminancia media que
quedarán referidos en la siguiente tabla, nosotros para una mejor visibilidad,
optaremos por la clase de alumbrado CE1A, cuya iluminancia media será de
25 luxes.
Fig. 4.2. Series CE de clase de alumbrado
Con los valores obtenidos en las sucesivas tablas de la norma compondremos
la escena en el simulador del programa DIALux, la superficie del parking será
de entorno 5756,4 m2.
Pablo Benhamou Sáez
94
Con lo cual, para la iluminación de dicha área de aparcamiento exterior
dispondremos de las siguientes luminarias LED:
Luminaria marca BENITO-Light, ELIUM 48LED @700mA 106W
4000K T3
La lámpara consistirá en 1x LED B-FLEX 106W T3 ILLI, con una
potencia de entrada de 106W, y un flujo luminoso de 11236 lm.
Imagen 4.2. Luminaria y distribución fotométrica.
Conociendo todos estos datos vamos a pasar a realizar la simulación en
DIALux, donde introduciremos las medidas de la zona del aparcamiento a
iluminar (suponemos una suspensión de la luminaria de 4 metros), y la
iluminancia media que va a necesitar nuestro proyecto (25 lx), y así podremos
obtener el número óptimo de las luminarias que hemos elegido, teniendo en
cuenta la superficie a iluminar.
Habiendo realizado la simulación correspondiente al aparcamiento exterior,
teniendo en cuenta la superficie de 5756,4 m2 introducida en el programa, el
software DIALux nos calcula que necesitaremos 28 luminarias del tipo ELIUM
48LED @700mA 106W 4000K T3, para cumplir con la norma antes
mencionada.
Pablo Benhamou Sáez
95
Ello nos supondría una carga nominal de 2968 W (28 lámparas a 106W) a
una tensión de 220V.
En la imagen siguiente vemos el croquis del aparcamiento con la situación de
las luminarias (puntos rojos) y las isolíneas de nivel luminoso con sus valores
en luxes; dicho croquis ha sido generado por la simulación de la herramienta
DIALux.
Imagen 4.3. Croquis de la zona ajardinada con las luminarias, con herramienta DIALux light.
Pablo Benhamou Sáez
96
4.2 Estudio de las lámparas y luminarias para el jardín
exterior.
Visualizaremos la parte del jardín que queremos iluminar, que viéndolo desde
una fotografía en planta será:
Imagen 4.4. Jardín Exterior de la facultad por el Paseo Prado de la Magdalena.
El área ajardinada correspondería a unos 12300 m2.
Iluminación
parque
Pablo Benhamou Sáez
97
Para conocer de forma exacta el número de luminarias necesario, acudiremos
al punto 3.4 de la ITC-EA-02 “Iluminación de Parques y Jardines” que nos dice:
“Los viales principales, tales como accesos al parque o jardín, sus paseos y
glorietas, áreas de estancia y escaleras, que estén abiertos al público durante
las horas nocturnas, deberán iluminarse como las vías de tipo E (Fig.4.3.,
página siguiente)”.
Fig. 4.3. Clases de alumbrado para vías Tipo E
El flujo de peatones en esta área ajardinada será alto, pues todas las
personas que accedan al recinto de la Universidad en horas nocturnas,
deberán la mayoría, hacerlo por estas zonas ajardinadas, con lo cual se
calculará atendiendo a la clase de alumbrado superior, es decir, la clase
CE1A, que es la misma que escogimos para el aparcamiento.
Pablo Benhamou Sáez
98
Fig. 4.4. Series CE de clase de alumbrado para viales tipo D y E.
La clase de alumbrado CE1A, que es la clase de mayor rango para el uso de
nuestra instalación, necesitará de media, como mínimo 25 lux, siendo la
instalación mantenida apropiadamente.
Una vez vistas las exigencias reglamentarias, vamos a seleccionar las
luminarias y las lámparas a utilizar, para seguidamente calcular a través de la
herramienta DIALux el número de puntos de luz necesarios para cumplir con
la norma.
Para la elección de las luminarias y lámparas en este caso, tendremos en
cuenta dos tipos, una luminaria suspendida en mástil y otra de tipo baliza que
se situarán próximas a los caminos de acceso al recinto.
Pablo Benhamou Sáez
99
Luminaria suspendida:
Se empleará de la marca BENITO-Light, el modelo de luminaria siguiente:
GLOBUS 32LED @700mA 71W 4000K T2
Lámpara: 1x LED B-FLEX 71W 4000K T2 ILGL, de potencia
nominal 71W, y un flujo luminoso de 6948 lm.
Imagen 4.5. De la luminaria y la distribución fotométrica.
Llevando a la herramienta DIALux las dimensiones de la zona ajardinada a
iluminar (12300 m2 de zona ajardinada), las especificaciones de iluminancia
media que nos exige como mínimo la norma (25 lux) y suponiendo una altura
de las luminarias de 4 metros, los resultados obtenidos con los que
cumpliríamos con la norma antes mencionada, son:
100 luminarias modelo GLOBUS 32LED @700mA 71W 4000K
T2
Pablo Benhamou Sáez
100
Esa cantidad de lámparas nos daría un consumo nominal de potencia de
7100W.
Habiendo, con la herramienta DIALux, obtenido un croquis de las partes en las
que se ha dividido la zona ajardinada para realizar la simulación, con las
correspondientes isolíneas de nivel luminoso en luxes:
Imagen 4.6. Croquis de la zona ajardinada con las isolíneas de nivel de luminosidad en luxes.
Pablo Benhamou Sáez
101
Balizas de señalización
Son un complemento muy útil para la señalización de los caminos, parques y
zonas peatonales.
Sus características técnicas son:
o 4000ºK con un flujo luminoso de 1050lm
o Potencia absorbida 15W
o Vin 220-240Vac 50/60Hz
o Alto factor de potencia >0,95
Baliza marca BENITO-Light, modelo LIS-IBLI.
Lo ideal sería la utilización de las balizas rodeando el contorno de los caminos
que atraviesen las zonas ajardinadas, como no conocemos bien qué
distribución final tendrán estos jardines, supondremos que se utilizarían
aproximadamente 75 balizas, cada 5 metros de camino (pudiendo señalizar
una longitud de 375 metros de camino), al ser un complemento de las
luminarias suspendidas.
Por lo tanto el consumo eléctrico nominal de las balizas, será de 1125W.
Pablo Benhamou Sáez
102
4.3EstudiodelospuntosderecargaUSB
Se pretende que una de las cargas que se alimentan a través de nuestra
instalación fotovoltaica, sean unos puntos de recarga para el móvil.
Esto es así debido al motivo de pretender dar repercusión a la energía
generada de forma sostenible y renovable y hoy en día, el móvil es el
dispositivo electrónico más usado entre las personas.
Así de esta forma se pretende instalar un punto de recarga en el pasillo de
cada una de las plantas. La idea es la de instalar una serie de taquillas con
llave accionada con una moneda (como en las taquillas de los
supermercados) y que el usuario encuentre dentro un espacio para situar su
móvil con total seguridad y un cable de conexión eléctrica para cargar su
móvil.
Las características de estos puntos de recarga son:
Empresa: YupCharge
Modelo: POPROCK
Dimensiones: 1600mm x 300mm x 400mm
Casillas de recarga: 8 Casillas por punto de recarga
Input: 110 – 250V 50-60 Hz
Output: DC 5V – 2,1AMP carga rápida
Potencia: 120 W
Cerraduras: Llave con devolución de moneda.
Puertas: Puerta opaca o transparente de
metacrilato.
Tabla 4.1. Características del cargador de móviles
Pablo Benhamou Sáez
103
Fotografías de muestra de las taquillas de recarga.
Cada uno de los puntos de recarga vendría con 8 casillas individuales, con un
consumo de 120W, con lo que se pretenderá dar cabida a un amplio número
de usuarios. Instalando 2 puntos de recarga en cada planta, es decir 16
casillas individuales por planta. En total la instalación de los puntos de
recarga comprenderían 96 casillas individuales, lo que serían 12 puntos de
recarga en toda la torre-aulario.
Estos puntos de recarga representarían una necesidad de potencia de
1440W.
Pablo Benhamou Sáez
104
5. Estudio definitivo de las configuraciones seleccionadas
Habiendo visto anteriormente el estudio de las distintas configuraciones que
se nos planteaban, se han seleccionado dos de ellas para realizar la
instalación fotovoltaica de este proyecto.
Además de las posibilidades que su orientación y distribución nos daban en
cuanto a generación eléctrica, en el epígrafe 4 hemos estudiado las cargas
que se pretenden instalar, haciendo este hecho que la solución idónea sea la
de escoger dos instalaciones independientes, cada una de ellas con una
carga diferente.
Se escogió la configuración de los paneles fotovoltaicos en la pared de la
fachada del edificio antiguo correspondiente con la escalera; esta instalación
alimentaría las luminarias del aparcamiento exterior cuya entrada está
situada en la calle Real de Burgos, como se vio en el epígrafe anterior.
Y la segunda configuración, sería la instalación de los paneles solares en
configuración de lamas sobre la estructura que rodea la escalera de
emergencia, en la nueva torre-aulario. Esta configuración alimentaría las
restantes cargas, siendo estas la iluminación de los jardines exteriores y la
energización de los puntos de recarga para móvil.
Se ha pretendido utilizar dos instalaciones diferentes para dar mayor
visibilidad al impulso que quiere dar la Universidad de Valladolid por la
sostenibilidad en sus edificios; además de este modo la generación eléctrica
se encuentra más cerca de las cargas a alimentar que si tuviésemos una
generación concentrada en un punto, con el consiguiente ahorro en el
cableado.
A continuación se va a realizar la simulación de las dos configuraciones de
paneles fotovoltaicos escogidos, como hemos venido realizando, con la
herramienta PVSyst.
Pablo Benhamou Sáez
105
Sin embargo a diferencia de los estudios comparativos realizados al inicio de
este Trabajo de Fin de Grado (TFG), ahora se va a realizar la simulación
teniendo en cuenta que la instalación será aislada de la red. Ahora no nos
interesa conocer qué potencia máxima podemos obtener según nuestra
orientación e inclinación de nuestros paneles para compararla con las otras
configuraciones, sino que una vez visto eso, ahora nos interesa conocer el
funcionamiento real de nuestra instalación, con los paneles fotovoltaicos a
instalar, seleccionadas las cargas y escogidas las baterías.
De esta forma en los siguientes epígrafes 5.1 y 5.2 vamos a obtener los
valores de nuestra instalación a través de la herramienta PVSyst,
caracterizando dicha simulación con los parámetros escogidos para realizar el
estudio.
Figura 5.1. Esquema típico de instalación fotovoltaica aislada.
Pablo Benhamou Sáez
106
5.1Estudiodelainstalaciónfotovoltaicaenelsalientedelas
escalerasdelaantiguafachada.
Como vimos anteriormente esta configuración comprendería la instalación de
los paneles solares en la estructura del saliente, visible desde la fachada, que
comprenden las escaleras del edificio.
5.1.1Seleccióndelospanelessolares
Para esta configuración vamos a disponer de paneles fotovoltaicos BIPV
(Building Integrated PhotoVoltaics), que es un tipo de panel que se integra my
bien para la ubicación que tenemos, pues se puede configurar de tal manera
que permita el paso de la luz entre las células del panel, como en la siguiente
foto:
Ejemplo de Panel fotovoltaico BIPV
Los paneles solares de tipo BIPV representan una solución de integración
arquitectónica, ya que para nuestro caso, nos permitirá generar energía
eléctrica y además permitirá la iluminación con luz natural de la escalera del
edificio. Por ello vamos a escoger al fabricante SOLAR INNOVA, cuyos paneles
solares dependerán de las células que escojamos y del tamaño de la
instalación. Escogeremos la siguiente célula solar, que según fabricante
presenta las siguientes características:
Pablo Benhamou Sáez
107
El tamaño de nuestro panel solar será de 1,3 m x 1,1 m (El fabricante adapta
el tamaño de los paneles según la necesidad del cliente), este tamaño es el
que usaremos porque es el que viene definido para el panel solar que vamos
a usar en la simulación. Debido a las dificultades de conseguir todas las
características que nos pide PVSyst para realizar una simulación con un panel
fotovoltaico personalizado, vamos a tomar de su base de datos un panel ya
creado que tenga las mismas características que el panel que pretendemos
instalar.
Además debemos de definir el porcentaje de transmitancia de luz que dejaría
pasar nuestro panel. Se ha estimado que un 40% de transmitancia sería una
buena magnitud. Ya que deja pasar un importante nivel de luz solar y la
potencia del panel no se vería reducida en gran manera.
Por ello nuestro panel BIPV va a tener las siguientes características:
Panel de tamaño 1,3 x 1,1m
35 Células solares de 3,5 Wp
Transmitancia luminosa del 40%
Panel de 115Wp, 45V
Como ya hemos indicado en el epígrafe anterior, las cargas serán las
luminarias del aparcamiento exterior que necesitarían de una potencia de
2968W.
Para realizar la simulación, PVSyst nos da la posibilidad de situar
temporalmente el uso de esta carga. Es decir, nos permitirá escoger las horas
de funcionamiento de nuestras luminarias, además pudiendo especificar
según en qué estación nos encontremos, ya que en invierno deberemos de
encender las luminarias más pronto que en verano, por ejemplo.
Pablo Benhamou Sáez
108
5.1.2Luminariasaparcamientoexterior
Las horas de funcionamiento de nuestras luminarias del aparcamiento
exterior serán:
o Verano:
Se ha estipulado que durante los meses de verano, las cargas estén en
funcionamiento durante 8 horas y los siete días de la semana, siendo los
intervalos horarios de 20:00h a 01:00h y desde las 05:00h a 08:00h,
correspondientes a las horas de inicio de la noche e inicio del día
respectivamente. Además al ser la estación de verano, las personas pasan
más horas fuera de los edificios y se aprovecharía de esta manera la mayor
energía producida en esta estación del año.
o Otoño:
Se ha diseñado que para la estación de otoño, las horas suministradas por
nuestra instalación fotovoltaica sea de 5,5 horas diarias, durante seis días a
la semana, exceptuando el domingo. El horario de uso de la energía eléctrica
almacenada sería desde las 18:30h hasta las 22:30h y desde las 7:00h
hasta las 08:30, correspondientes con el anochecer y el amanecer del día.
o Invierno:
Es la estación de menor producción eléctrica, por lo que se ha tenido que
ajustar al máximo los consumos con la potencia instalada. Por eso se ha
establecido que el consumo de la energía producida sea de 5 horas al día
durante 5 días a la semana (exceptuando sábados y domingos). En horario de
18:00h a 22:00h y de 07:30h a 8:30h, correspondientes con los horarios de
entrada y salida a la facultad (amanecer y anochecer, respectivamente).
Pablo Benhamou Sáez
109
o Primavera:
Para esta estación del año, se presupone que se consume energía los siete
días de la semana, durante 6 horas al día. El horario de los consumos será de
19:00H a 23:00h y de 06:00 a 08:00h.
Por lo tanto introduciendo de esta forma tan exacta los consumos de nuestras
cargas, podemos realizar la simulación con el programa PVSyst, donde
introduciremos todos estos parámetros y donde calcularemos las baterías
necesarias y el número de paneles óptimo para nuestra instalación.
5.1.3Seleccióndelasbateríasautilizar.
Al estar realizando el estudio de una instalación aislada de la red eléctrica, la
utilización de baterías es imprescindible. Además debemos recordar que el
uso de las luminarias del aparcamiento exterior se realizará en horas en las
cuales nuestra instalación fotovoltaica no estará produciendo energía
eléctrica.
Es por esto que vamos a necesitar del empleo de baterías de acumulación
eléctrica. Las baterías que vamos a utilizar tendrán las siguientes
características:
Marca: BAE SECURA
Modelo: Secura OPzV_2750
Tecnología: Pb-Ácido
Tensión nominal: 2 V
Capacidad Nominal (C10): 3210 Ah
Energía específica: 25 Wh/kg
Utilizando baterías de gran capacidad y de menor tensión, evitaremos el tener
que colocar las beterías en paralelo, lo que ante algún fallo en la batería
podría producir problemas en la continuidad de la tensión de las baterías.
Pablo Benhamou Sáez
110
5.1.4Realizacióndelasimulación.EstudioPrevio.
Añadiendo las características de nuestras cargas, la tipología de nuestros
paneles solares y el tipo de baterías a emplear, vamos a realizar la simulación
de nuestra instalación eléctrica a través del empleo de la herramienta PVSyst.
o Paneles Fotovoltaicos
Los resultados obtenidos en la simulación nos indican que necesitaríamos
112 paneles de 1,430 m2 lo que equivaldría a una superficie de 160 m2, la
instalación dispondría de 188m2, no haría falta rellenar toda el área de
paneles, ya que al ser una carga de potencia cerrada, lo único que haríamos
sería aumentar la energía que no utilizamos.
El fabricante permite realizar la instalación de los paneles fotovoltaicos dando
mucha libertad en su configuración estructural, por eso podremos rellenar
toda el área correspondiente con la estructura de la escalera en la antigua
fachada de la facultad, sin tener la necesidad de aumentar el número de
células solares, sino simplemente aumentando la superficie de cristal
translúcido.
Esta configuración de paneles translúcidos BIPV, nos permitiría producir
12,88 kWp de potencia nominal, ocupando un área de 144 m2.
Tendríamos una Vmpp= 405 V y Impp= 30 A.
Una vez calculado el número de paneles y habiendo introducido los
parámetros de las necesidades de las cargas, se dimensiona el número de
baterías y el regulador a emplear.
Pablo Benhamou Sáez
111
o Baterías
Las cargas, como ya hemos visto en su configuración horaria y la energía que
demandan, nos van a marcar el número de baterías a utilizar.
Necesitamos dar servicio durante todo el año, sobre todo durante las horas
en las que los paneles no están produciendo, por ello tomaremos como
referencia la estación más problemática que será aquella que tenga una
menor proporción entre la producción y los consumos, este hecho ocurre en
invierno (Diciembre, Enero y Febrero).
Debemos disponer del número de baterías óptimo para que éstas se
recarguen o dispongan de la energía necesaria, incluso aunque en algunos
días la generación no sea la esperada. Por este motivo PVSyst y su base de
datos meteorológicos, van a simular las condiciones atmosféricas y
ambientales de todos los días del año, llegando a establecer un marco de
previsión en el que podamos establecer los parámetros de las baterías para el
suministro suficiente de energía a nuestras cargas.
Es por ello que el número de baterías a instalar según la simulación realizada
es de:
24 baterías en la configuración: 1 cadena de 24 baterías en serie.
Esto hace que las características de la instalación acumuladora sea de 48V, y
una capacidad (C10) de 3210 Ah.
o Regulador de tensión
El regulador de tensión nos va a permitir adaptar la tensión de salida de
nuestro generador fotovoltaico, a la tensión nominal de nuestras baterías.
Nuestra instalación está configurada de forma que tenemos 14 cadenas en
paralelo de 8 paneles fotovoltaicos cada una. Este hecho nos determina que
la tensión de salida a 20ºC es de Vmpp (20ºC)= 457 V.
Pablo Benhamou Sáez
112
Por lo tanto necesitaremos tres reguladores que nos transformen esa tensión
de salida del generador, en la tensión apta para nuestras baterías que será
de 48V (24 baterías de 2V en serie), y además que soporte toda la energía
que puedan volcar nuestros paneles solares en las horas de producción (la
instalación tiene una potencia nominal de 12,9 kWp).
Para ello escogemos el siguiente regulador de tensión:
Marca: Schneider Electric
Modelo: Schneider_Conext_MPPT_80_600_48V.RLT
Modo Control: Voltaje de batería (48V)
Tensión entrada (195V a 550V)
Potencia nominal: 3840W
Máxima corriente de
carga/descarga: 80A
o Visión general de la simulación de la instalación
Teniendo dimensionadas las baterías, la simulación realizada por PVSyst nos
establece los siguientes índices de producción y consumo en la previsión
mensual:
Tabla 5.1. Resultados de la simulación en la previsión mensual de energía producida y consumida.
Pablo Benhamou Sáez
113
La tabla anterior nos muestra que en los meses de invierno (Diciembre -
44,2kWh/m2, Enero- 50.7 kWh/m2) y Otoño (Noviembre- 57 kWh/m2) la
irradiación global es menor respecto al resto de meses del año, lo que supone
en un primer momento menor generación eléctrica.
Concretamente el mes de Diciembre será en el que nos fijemos al realizar la
previsión de nuestra instalación al ser el peor mes (el mes en el que la
producción/consumo tiene menor proporción). Esto significa que si la
instalación cumple con las necesidades de
generación/acumulación/consumo para el mes de Diciembre, valdrá para el
resto de meses del año.
Según se ve en la tabla 5.1, tendremos 0,460 MWh disponibles para el mes
de Diciembre y el consumo será de 0,312 MWh, con lo que la necesidad de
energía extra será de 0 MWh.
Al observar que para el peor mes, diciembre, las características de las
baterías y el número de paneles cumplen con las necesidades de la carga,
podemos asegurar que para el resto de los meses la energía producida es
más que necesaria, como puede observarse en la Tabla 5.1.
El gran problema con el que nos encontramos a la hora de dimensionar una
instalación fotovoltaica aislada de la red, es que tenemos que dimensionar la
instalación tomando como referencia el peor mes de producción.
Este hecho nos obliga a configurar una instalación que estaría
sobredimensionada para el resto de los meses del año, es por este motivo
que se ha intentado diferenciar el uso de las cargas entre estaciones del año,
así en las estaciones que hay mayor producción eléctrica se ha aumentado el
número de horas de utilización de las luminarias, reduciendo el tiempo de
consumo durante las estaciones de peor irradiancia y por lo tanto, peor
generación eléctrica.
En definitiva según la tabla 5.1, el balance de energía anual teniendo en
cuenta la previsión mensual, es positivo, obteniendo un superávit de energía
de 4,036 MWh/año.
Pablo Benhamou Sáez
114
A continuación se mostrarán dos histogramas que nos darán más información
sobre la producción de nuestra instalación.
Fig. 5.2. Se muestran resultados de producción y rendimiento.
En la figura 5.2, se puede apreciar de forma más gráfica los resultados
contenidos en la tabla 5.1. Se observa cómo en el resto de meses diferentes
a diciembre hay energía sobrante que no puede almacenarse ni utilizarse
(tabla de la izquierda, zona azul oscura del histograma).
También tomando de referencia la figura 5.2, parte derecha, vemos que el
factor de rendimiento es del 43% lo que nos da una idea de que más de la
mitad de la energía incidente no se transforma en electricidad. Este hecho es
normal en las instalaciones fotovoltaicas aisladas, ya que al tener como
referencia el mes peor, para el resto del año se sobredimensiona la
instalación. Este excedente que se genera de energía en los meses de mayor
producción, puede ser una oportunidad para configurar cargas extra no
prioritarias, que se energicen en estos meses de mayor producción, como
pueden ser luminarias en fachada, etc. Aunque esta alternativa no se ha
considerado en el presente TFG
La siguiente figura nos mostrará el diagrama de pérdidas de nuestra
instalación, donde podremos observar la producción de nuestra instalación y
las pérdidas que tiene.
Pablo Benhamou Sáez
115
Figura 5.3. Diagrama anual de pérdidas.
Como ya vimos anteriormente la inclinación y la orientación de nuestros
paneles, suponen una gran porcentaje de pérdida de irradiación (-31.5%), las
sombras cercanas no suponen una gran pérdida (-1.3% sobre la irradiación
global).
Las pérdidas eléctricas, que corresponderían, entre otras, a las concernientes
al generador fotovoltaico, pérdidas en el cableado (más adelante las
calcularemos con mayor detalle), hacen que la energía producida sea un
15,1% menor de la nominal (1% pérdidas de cableado del panel y un 14,13 %
pérdidas en el panel solar)
Pablo Benhamou Sáez
116
Las pérdidas que corresponden a la energía que no puede ser almacenada y
no se consume representarían un -35.0% de la energía nominal del
generador.
Las pérdidas en el regulador ascienden a un -9.3% de la energía efectiva a la
salida del generador.
Y por último las pérdidas en la batería que supondrían un -11,9% de la
energía producida.
Todas estas pérdidas nos hacen que de 13,50 MWh/año de energía
producida, se transformen en 6,05 MWh/año de energía suministrada, lo cual
nos hace comprobar el peso de las pérdidas en las características de nuestra
instalación.
o Características instalación
En resumidas cuentas, las características de nuestra instalación serán:
Pablo Benhamou Sáez
117
5.1.5 Cálculo del Inversor y de las características de la instalación
definitivas
En este punto del estudio se incluirá en la simulación. el inversor que
transformará la CC producida por los paneles en CA consumida por las
cargas. Además de mostrar las secciones de los cables de la instalación.
o Inversores CC/CA
Lo que se ha calculado anteriormente es el dimensionamiento para una
instalación fotovoltaica aislada cuyas cargas son energizadas en corriente
continua.
Pero las cargas que vamos a energizar con nuestra instalación no son cargas
que se energicen con corriente continua, sino que vamos a necesitar un
inversor que proporcione a las cargas, corriente alterna, es por eso que
vamos a instalar un inversor como se muestra en el esquema de la siguiente
figura:
Figura 5.4. Esquema instalación fotovoltaica aislada con inversor de corriente.
Habiendo comprobado las características de nuestra instalación en el estudio
previo, ahora vamos a tener en cuenta el inversor que será el componente
que permita que nuestras cargas sean energizadas con corriente alterna.
Deberemos de realizar de nuevo la simulación teniendo en cuenta el inversor
a utilizar y el número necesario de estos teniendo en cuenta la eficiencia de
su funcionamiento y la potencia de la instalación, para conocer el número
exacto de inversores a instalar.
Pablo Benhamou Sáez
118
El inversor que vamos a utilizar será:
Marca: Victron Energy
Modelo: Phoenix Inverter 48/5000
Rango de Tensión de Entrada: 38 – 66V
Eficacia máxima: 94/95%
Consumo en vacío: 25W
Potencia cont. de salida 25 ºC 4000W
Pico de Potencia: 10000W
Inversor Phoenix 48/5000
El número de inversores que vamos a necesitar en este estudio será de uno,
ya que en ningún momento la potencia de las cargas (2968W) va a superar el
máximo de potencia admisible por el inversor.
o Paneles Solares
Al añadir el inversor en nuestra instalación estamos añadiendo en definitiva
una carga más, como el inversor elegido tiene un eficiencia de entorno un
94%, vamos a añadir este componente que supone una carga de 200W para
nuestra instalación durante las horas de funcionamiento de las luminarias, ya
que despreciaremos el gasto durante las horas de no funcionamiento del
inversor.
Para hacer frente a estas nuevas cargas y asegurar el suministro eléctrico
durante el peor mes, vamos a aumentar el número de paneles solares de la
marca y modelo ya escogidos.
Pablo Benhamou Sáez
119
La instalación tendrá 128 paneles solares de 1,430m2, rellenando una
superficie de 183 m2, suponiendo una potencia nominal instalada de
14,72KWp.
Teniendo el siguiente balance de energía:
Tabla 5.2. Energía a la salida del generador, energía que necesita la carga y energía suministrada a la
carga.
En la anterior tabla tenemos el balance de energía, entre la energía efectiva a
la salida del generador fotovoltaico (EArray) y las necesidades de energía de
las cargas (ELoad) y energía suministrada (E User), que como puede
comprobarse las necesidades están más que cubiertas.
Pablo Benhamou Sáez
120
o Calculo de las Secciones de Cable
En este estudio definitivo se simulará introduciendo en el programa las
secciones de los conductores que podremos ver en la siguiente tabla. Los
cálculos aparecerán detallados en el epígrafe 6.
Tramo Sección
(mm2)
Sección del grupo de paneles 1 a la caja de conexiones 1. 25
Sección del grupo de paneles 2 a la caja de conexiones 2. 25
Sección del grupo de paneles 3 a la caja de conexiones 3. 25
Sección desde caja de conexiones 1 a regulador 1. 25
Sección desde caja de conexiones 2 a regulador 2. 25
Sección desde caja de conexiones 3 a regulador 3. 25
Secciones desde los reguladores a la caja de conexiones 4. 150
Secciones desde la caja de conexiones 4 a conexión en
baterías. 300
Secciones desde la conexión en baterías hasta el inversor. 150
Secciones desde el inversor hasta Cuadro General de
protección. 25
Tabla 5.3. Resumen de secciones del cableado de la instalación.
En la Tabla 5.3 quedan de forma resumida reflejados los distintos tramos de
la instalación fotovoltaica sobre la fachada del edificio antiguo, que
utilizaremos para introducir en la simulación y concretar los detalles técnicos
de la instalación.
Pablo Benhamou Sáez
121
o Baterías
Seguiríamos teniendo el mismo número y tipo de baterías que en el estudio
previo.
Arrojando los siguientes resultados en la simulación:
Tabla 5.4. Rendimientos y funcionamiento de las baterías.
Leyenda de la tabla anterior.
La tabla anterior nos da una noción del estado de carga y conservación de
nuestras baterías. Se puede comprobar que las baterías no llegan
completamente a cargase y que cada año se perdería un 3,89% de la
capacidad de las baterías debido al desgaste de los ciclos.
Durante todo el año el estado medio de carga de nuestras baterías sería del
84,7% al final del intervalo.
Pablo Benhamou Sáez
122
o Regulador de tensión:
Serían del mismo tipo y modelo, además del mismo número de reguladores
que en el estudio previo.
Se contarían con tres reguladores, capaces de controlar toda la potencia pico
que generarían nuestros paneles.
o Resultados de la simulación:
Tabla 5.5. Balances y resultados principales
En la tabla anterior se visualiza cómo las necesidades de energía de las
cargas son solventadas por la instalación, permitiendo incluso tener energía
sobrante al encontrarse las baterías llenas.
Pablo Benhamou Sáez
123
Fig. 5.5. Se muestran resultados de producción y rendimiento
En la figura 5.5 se aprecia de forma más visual lo que hemos venido
comentando de las tablas anteriores. Se tiene en cuenta como base del
cálculo el mes de diciembre, que es el mes peor, y se pretende tener energía
sobrante como se ve en la gráfica de la izquierda.
Al aumentar el número de paneles, aumenta la energía producida y aumenta
por lo tanto la energía no utilizada.
El rendimiento ahora es del 41,4%, al producir más y mantenerse las cargas
fijas, el rendimiento disminuye respecto del estudio previo.
A continuación se verá el balance de pérdidas de nuestra simulación, con
todas las cargas ya situadas.
Pablo Benhamou Sáez
124
Figura 5.6. Diagrama anual de pérdidas..
Las pérdidas del módulo serían de un -14,5% y en este caso al aumentar el
número de placas sin aumentar el número de baterías, tendremos que las
pérdidas de energía no utilizada al tener la batería plena serán del -38,8%.
Además las pérdidas de cableado de la instalación han supuesto -0,2% de
pérdida Óhmica.
Las pérdidas del regulador en este caso serán de un -8,8%, que junto a las
pérdidas de las baterías (-11,3%) y a las pérdidas antes señaladas, podremos
suministrar a las cargas 6,65MWh al año.
Como se puede apreciar, la instalación está sobredimensionada, esto es así
para poder paliar pérdidas que puedan aumentar o que no se hayan tenido en
cuenta en la simulación, o ante la posible ampliación de las baterías y poder
así aumentar la potencia de las cargas que se suministren desde nuestra
instalación. O también se podrían aumentar el número de horas en las que
las cargas permanecen activadas.
Pablo Benhamou Sáez
125
o Características de la instalación
Por lo tanto con las características que hemos calculado nuestra instalación,
permiten de forma holgada hacer frente a las cargas que se han establecido y
hacer frente a nuevas ampliaciones que puedan visualizarse en un futuro.
De este modo las características de nuestra instalación quedarían resumidas
de este modo:
Pablo Benhamou Sáez
126
5.2Estudiodelainstalaciónfotovoltaicaenconfiguraciónde
lamas sobre la escalera de emergencia de la nueva torre‐
aulario.
La segunda de las instalaciones que se pretende estudiar como parte de la
renovación de la nueva Escuela de Ingenierías Industriales de la Universidad
de Valladolid, pretende situarse en la nueva torre-aulario, sobre la estructura
de las escaleras de emergencia en configuración en lamas.
La elección de esta situación cumple con el objetivo de dar visibilidad a las
nuevas formas de generación de electricidad de forma sostenible, además de
estructural y técnicamente ser una de las mejores alternativas, ya que aunque
no permite una ubicación muy buena (30º Este), sí que permite, la
configuración en lamas, y así conseguir la inclinación óptima de los paneles
fotovoltaicos (35º) mejorando la eficiencia en la generación eléctrica.
Además al situarse sobre el saliente de la escalera de emergencia, nos
elimina las sombras que puedan ejercer edificios cercanos sobre nuestra
instalación, aunque tendríamos pequeñas pérdidas por las sombras que unas
lamas verterían sobre las que se encuentran debajo, siendo el balance de
sombras positivo; ya que las sombras que proyectan unas lamas sobre otras
es menor que la sombra que proyectaría el edificio en la configuración sobre
fachada (con la sombra del saliente de la escalera de emergencia sobre la
instalación).
Con esta instalación se pretende alimentar varias cargas, entre las que se
encontrarían las luminarias de los jardines exteriores anexos a la escuela, las
balizas de señalización de los caminos que transcurran entre las zonas
ajardinadas y los puntos de recarga de los móviles que se instalarían dentro
de la torre-aulario.
Pablo Benhamou Sáez
127
Por eso de modo resumido tendremos las siguientes cargas:
Las luminarias del jardín exterior presentan una potencia total de
7100W
Las balizas de señalización, demandan un potencia total de 1125W
Los puntos de recarga demandarían una potencia de 1440W
Más adelante veremos su distribución horaria según las estaciones del año,
teniendo siempre como referencia de cálculo el peor mes.
5.2.1Seleccióndepanelessolares.
Para esta configuración vamos a elegir la última tecnología en paneles
fotovoltaicos, ya que en esta configuración, lo que nos interesa es la
producción en un espacio reducido.
Por ellos se han escogido los paneles fotovoltaicos de la marca LG
Electronics, con las siguientes características:
Marca: LG SOLAR
Modelo: LG305N1C-G4
Potencia nominal: 305W
Tamaño del panel: 1,64 x 1,00 m
MPP Voltaje Vmpp (V): 32,5V (25ºC, 1000W/m2)
MPP Corriente Impp (A): 9,39A (25ºC, 1000W/m2)
Voc (V): 40.1 V
Isc (A): 9.93 A
Eficiencia módulo: 18,6%
Temperatura de operación: -40 a +90 ºC
Pablo Benhamou Sáez
128
Estos módulos incorporan una nueva tecnología llamada, cello. Esta
tecnología cello consiste en que se sustituir 3 barras colectoras por 12
alambres. Según fabricante:
Imagen de los paneles LG, con tecnología Cello de alambres colectores.
Además estos paneles que hemos seleccionado tienen la capacidad de
reabsorber la energía que atraviesa la célula para transformarle en energía
eléctrica, al reincidir la luz sobre la parte de atrás de esta. Por eso la
eficiencia del panel aumenta al tener ambos lados de la célula fotovoltaica
como colectores de la luz emitida y de la luz reflejada en la parte posterior.
Imagen de la representación del panel colector por ambas caras de la célula y una célula de un panel
convencional.
Pablo Benhamou Sáez
129
5.2.2Selecciónhorariadelascargas
Una vez vistos los paneles fotovoltaicos que se van a seleccionar para esta
configuración en lamas sobre la escalera de emergencia de la nueva torre-
aulario, pasaremos a explicar los usos de la energía según su selección
horaria.
A la hora de estudiar las cargas, no solo se necesita conocer la potencia de la
carga, sino que además es muy necesario conocer el rango de horas de
utilización de esas cargas, para así poder dimensionar con exactitud nuestra
instalación fotovoltaica aislada. Ya que no será lo mismo una carga que solo
vaya a usarse unas pocas horas que una que se use todo el día, no solo por el
hecho de calcular los paneles solares, sino también el regulador, el inversor y
las baterías, que en última instancia, en horas de poca o ninguna recepción
de luz por parte de los paneles, serán estas las que con su energía
almacenada deban de energizar nuestras cargas.
Luminarias de los jardines exteriores, anexos a la facultad.
VERANO:
Durante el verano se pretende dar una buena iluminación en un rango amplio
de horas, ya que los estudiantes y los transeúntes puedan disfrutar de los
jardines, por ellos se ha estimado que en esta estación las luminarias tengan
6,5 horas de uso al día en los intervalos horarios de 19:30h a 00:00h y de
06:00h a 08:00h, de lunes a sábado.
Pablo Benhamou Sáez
130
PRIMAVERA:
Durante los meses de la estación primaveral, se ha establecido que las
luminarias de los jardines exteriores están encendidas 5 horas al día, de
lunes a sábado.
El intervalo horario establecido para la carga de las luminarias del jardín será
de 19:00h a 22:30h y por la mañana de 06:30h a 8:00h. En este sentido se
pretende que las luminarias estén activas la mayor parte del tiempo en el que
las horas de luz sean escasas y haya actividad en las instalaciones
universitarias.
OTOÑO:
Durante el otoño se ha establecido que el consumo horario diarios de las
luminarias, sea de 5 horas, de lunes a sábado.
El rango de horas de utilización de las luminarias será de 18:30h a 22:00h y
de 7:00 a 08:30h por la mañana.
INVIERNO:
En invierno tenemos la estación más difícil en cuanto a producción eléctrica
en las instalaciones fotovoltaicas, ya que en esta estación la irradiación que
captan los paneles fotovoltaicos es menor que en el resto del año. Por lo
tanto, se intentará dar el mayor servicio ajustando al máximo las horas de
iluminación de los jardines.
Se utilizarán las luminarias 5 horas al día, de lunes a viernes, en el rango
horario de 18:00h a 22:00h, y de 07:30h a 08:30h. Para así poder iluminar
los accesos a la facultad, en las horas de menor luminosidad, tanto al inicio
como al final de la actividad diaria en la facultad.
Pablo Benhamou Sáez
131
Luminarias de balizamiento de los jardines exteriores.
Las balizas, pretenden ser un complemente de las luminarias vistas
anteriormente, su uso no es imprescindible, por ello sí en algún momento se
viera que la potencia está en niveles muy bajos en las baterías, la primera
carga de la que se podría prescindir sería esta. Por este motivo se van a
utilizar en la señalización de los caminos ajardinados, empleándolas de forma
muy ajustada para que la energía de las baterías no sea crítica, es decir, en
las estaciones en las que la producción sea menor, su utilización horaria será
muy pequeña.
VERANO:
En los meses de verano la utilización horaria de las balizas será la misma que
en las luminarias del jardín. Es decir:
Activación de las luminarias 6,5 horas al día en los intervalos horarios de
19:30h a 00:00h y de 06:00h a 08:00h, de lunes a sábado.
PRIMAVERA:
Nos ocurrirá lo mismo que en verano, el empleo de las balizas se realizará
conjuntamente con el de las luminarias del jardín en los mismos rangos
horarios. Es decir:
Se emplearán durante 5 horas al día, de lunes a sábado. El intervalo horario
establecido para la carga de las luminarias del jardín será de 19:00h a
22:30h y por la mañana de 06:30h a 8:00h.
Pablo Benhamou Sáez
132
OTOÑO:
Al igual que en los casos anteriores, se pretende que las balizas se empleen
durante las mismas horas que las luminarias anteriormente vistas. Es decir:
Uso durante 5 horas, de lunes a sábado. El rango de horas de utilización de
las luminarias será de 18:30h a 22:00h y de 7:00 a 08:30h por la mañana.
INVIERNO:
En invierno nos encontraremos con diferente rango horario que las
luminarias. Las balizas se emplearán durante 2 horas al día de lunes a
viernes.
El intervalo de utilización de las balizas será de 19:00h a 21:00h.
Puntos de recarga para móviles.
Para los puntos de recarga es difícil establecer un rango horario de utilización,
ya que la pretensión de este estudio es que su utilización sea constante
durante el horario de apertura de la facultad, lo que conllevaría un uso
continuado de 08:00 hasta las 22:00h.
Como no se puede afirmar que se vayan a usar los puntos de recarga al 100%
de su potencia todas las horas de apertura de la facultad, se establece un
horario de uso, para dar cabida en la simulación a lo que en los cálculos
eléctricos se denominaría coeficiente de simultaneidad.
En este caso no se disminuirá la potencia al usar el coeficiente de
simultaneidad sino que se han disminuido las horas de utilización (a efectos
de simulación), pero con la potencia como su estuvieran usando el 100% de
las taquillas de recarga durante esas horas.
Pablo Benhamou Sáez
133
VERANO:
En verano se han supuesto, 11 horas diarias de funcionamiento a plena
carga, durante 6 días a la semana.
No merece mayor atención señalar qué horas se utilizaron en la simulación,
puesto que los puestos de recarga estarán disponibles de 08:00h a 22:00h
PRIMAVERA:
En primavera se han supuesto 11 horas diarias de utilización a plena carga.
Que equivaldrían a las horas de mayor afluencia de personas en la facultad.
OTOÑO:
Se ha establecido que las horas de funcionamiento al 100% de la potencia
nominal sean de 10 horas diarias.
INVIERNO:
Durante el invierno, que es el peor mes en cuanto a generación eléctrica
fotovoltaica, se ha establecido que el uso de los puntos de recarga sea de 7
horas diarias.
Como bien se ha dicho al inicio de esta hoja, el empleo de horas para esta
carga, es meramente para dar mayor credibilidad a la simulación. Otra forma
hubiese sido minorando la potencia consumida (coeficiente de simultaneidad)
y afirmar que su uso es pleno durante todas las horas de apertura de la
facultad. La cuestión reside en que no se puede afirmar que el uso sea del
100% de las taquillas durante todas las horas de apertura.
Pablo Benhamou Sáez
134
5.2.3Seleccióndelasbaterías
A la hora de seleccionar las baterías, se debe tener en cuenta la tensión de
estas y su capacidad de almacenaje y descarga.
Tenemos más potencia de consumo de cargas que en el caso del
aparcamiento exterior, con lo cual, vamos a necesitar una mayor capacidad
de acumulación de energía. Operaremos con una tensión de 48V (mayor
facilidad de encontrar un regulador y un inversor, más de 48V inversores
escasos).
Como en el estudio del epígrafe anterior, intentaremos usar baterías de gran
capacidad a pequeño voltaje, para que no sea necesaria la conexión en
paralelo, por los problemas que pueden llegar a surgir en la estabilidad de la
tensión.
Es por eso que se ha escogido la siguiente batería:
Marca: BAE Secura
Modelo: Secura OPzV_3250
Tecnología: Gel Pb-Ácido
Energía específica: 25 Wh/kg
Voltaje nominal: 2 V
Capacidad nominal (C10): 3650 Ah
Información comercial de la batería BAE Secura
Pablo Benhamou Sáez
135
5.2.4Realizacióndelasimulación.EstudioPrevio
Una vez escogidos los elementos de nuestra instalación, se va a proceder a
su integración en la simulación del programa de cálculo PVSyst.
El regulador de tensión que todavía no hemos presentado, se mostrará una
vez hecha la simulación, con la definición de las cargas, de las baterías y los
paneles.
o Paneles fotovoltaicos
Del modelo y marcas de paneles fotovoltaicos anteriormente vistos, se ha
simulado la instalación y nos sugiere la siguiente configuración de paneles:
88 paneles fotovoltaicos.
En cadenas de 11 paneles en serie.
8 cadenas en paralelo.
Esta configuración de paneles, nos permitiría producir 26.84kWp de potencia
nominal, ocupando un área de 144m2.
Tendríamos una Vmpp= 316 V y Impp= 76A.
o Baterías
Una vez dimensionado el número de paneles y su configuración de
conexiones veremos el número de baterías y su configuración, que nos
permita suministrar la energía necesaria para dar suministro a las cargas que
hemos planteado con los paneles escogidos.
Al realizar la simulación, los resultados presentados nos indicaban lo
siguiente respecto a las baterías:
Serán necesarias 72 baterías, en la siguiente configuración:
24 baterías en serie, lo que nos dará una tensión de 48V.
3 baterías en paralelo, lo que nos dará una capacidad nominal
de 10950 Ah.
Pablo Benhamou Sáez
136
Las baterías de mayor capacidad de la base de datos de PVSyst, son este
modelo y esta marca, lo que nos hace inevitable tener que situar tres cadenas
de baterías en paralelo para conseguir la capacidad de acumulación
necesaria para este estudio.
Con este número de baterías, se podrá suministrar energía eléctrica en el
peor mes de producción, como veremos más adelante, esto quiere decir que
se asegura el suministro para este mes y que para el resto de meses el
estudio se mostrará sobredimensionado, pues las necesidades serán
menores en cuanto a cantidad de elementos y número de generadores que
en el mes peor.
o Regulador de tensión
El regulador de tensión o regulador de carga, será el componente de unión
entre los generadores fotovoltaicos, las baterías y los consumos que se hagan
en las horas de producción eléctrica.
Su misión consiste en que nunca se sobrepasen los límites establecidos por
las características técnicas de los componentes que une, buscando siempre
el punto de generación que mayor potencia genera en cuanto a su relación
intensidad/tensión, en la curva I/V.
El regulador de tensión que utilizaremos será:
Marca: Schneider Electric
Modelo: Schneider_Conext_MPPT_80_600_48V.RLT
Modo Control: Voltaje de batería (48V)
Potencia nominal: 3840W
Máxima corriente de
carga/descarga: 80 A
Una vez hecha la simulación, los datos aportados nos sugieren que los
reguladores es que se empleen 6 reguladores de tensión.
Pablo Benhamou Sáez
137
o Visión general de la simulación de la instalación
La simulación nos ha devuelto los siguientes resultados:
Tabla 5.6. Balance y resultados principales de nuestra simulación.
A través de la tabla 5.6, se nos muestra como los meses de invierno
(Diciembre -> 44,2kWh/m2, Enero -> 50.7 kWh/m2) y Otoño (Noviembre -> 57
kWh/m2) la irradiación global es menor respecto al resto de meses del año, lo
que supone en un primer momento menor generación eléctrica, como ya
vimos en el estudio anterior.
Concretamente el mes de Diciembre será en el que nos fijemos al realizar la
previsión de nuestra instalación al ser el peor mes, como ya comentamos
anteriormente, es el mes de peor relación producción/consumo.
Según se ve en la tabla tendremos 1,336 MWh generados para el mes de
Diciembre y las cargas demandarán 1,005 MWh, con lo que la necesidad de
energía extra será de 0 MWh. Siendo el sobrante 0,024 MWh, con lo que
podemos hacernos una idea de la gran importancia de las pérdidas en
nuestra instalación.
Pablo Benhamou Sáez
138
Al observar que para el peor mes, diciembre, las características de las
baterías y el número de paneles cumplen con las necesidades de la carga,
podemos asegurar que para el resto de los meses la energía producida es
más que necesaria, como puede observarse en la tabla 5.6.
Como nos sucedía en la anterior instalación, el hecho de ser una instalación
fotovoltaica aislada de la red, nos obliga a dimensionar la instalación
tomando como referencia el peor mes de producción y, por lo tanto,
quedando el resto de meses la instalación sobredimensionada.
Figura 5.7. Se muestran resultados de producción y rendimiento.
En la figura 5.7, se puede apreciar de forma más gráfica los resultados
contenidos en la tabla 5.5. Podemos observar cómo en el resto de meses
diferentes a diciembre, hay energía sobrante que no puede almacenarse ni
utilizarse. Para lo cual como ya comentamos, se podrían configurar ciertas
cargas para los meses de mayor producción, aprovechando el potencial de
energía que podría producirse.
También tomando de referencia la figura 5.7 (histograma de la derecha),
vemos que el factor de rendimiento es del 36.1% lo que nos da una idea de
que una gran cantidad de la energía incidente no se transforma en
electricidad.
En la siguiente figura, se muestran las pérdidas en las que incurriría nuestra
instalación, y la potencia final que generaríamos en esta instalación simulada.
Pablo Benhamou Sáez
139
Figura 5.8. Diagrama anual de pérdidas.
En la figura 5.8, se nos presenta de forma gráfica, las pérdidas de nuestra
instalación y el balance de energía desde, la irradiancia inicial, hasta la
energía suministrada a la carga.
Como ya vimos anteriormente la inclinación y la orientación de nuestros
paneles, suponen una gran porcentaje de pérdida de irradiación, pero en este
caso al poder inclinar los paneles buscando su inclinación óptima el balance
es positivo (+12.4% sobre la irradiación).
Pablo Benhamou Sáez
140
Siendo las grandes pérdidas provocadas por las sombras cercanas (-19.6%
sobre la irradiación global), aunque el balance sobre la irradiación sería de
(+12.4% -19.6%= -7.2% de irradiación, unas pérdidas muy inferiores respecto
de otras configuraciones ya estudiadas).
Las pérdidas eléctricas, que corresponderían, entre otras, a las concernientes
al generador fotovoltaico y a las pérdidas en el cableado (suponiendo una
caída de tensión en el cableado interno del 1,5%, del generador hasta la
batería) que todo ello harían que la energía producida sea un -7,1 % de la
nominal (1,1% pérdidas de cableado del panel y un 6 % pérdidas en el panel
solar).
Las pérdidas que corresponden a la energía que no puede ser almacenada y
no se consume representarían un -41% de la energía nominal del generador.
Aunque como se comentó con la instalación anterior, se podrían buscar
consumos no prioritarios que se pudiesen energizar con la energía sobrante.
Las pérdidas en el regulador ascienden a un -6,3% de la energía efectiva a la
salida del generador.
Y por último las pérdidas en la batería que supondrían un -11,4% de la
energía producida.
Todas estas pérdidas nos hacen que de 37,92MWh/año de energía
producida, se transformen en 17,37MWh/año de energía suministrada, lo
cual nos hace comprobar el peso de las pérdidas en las características de
nuestra instalación.
Pablo Benhamou Sáez
141
o Características instalación
A continuación se muestra un resumen con los componentes de la instalación
fotovoltaica, en la configuración de paneles en lamas sobre la escalera de
emergencia:
Pablo Benhamou Sáez
142
5.2.5 Cálculo del Inversor y de las características de la instalación
definitivas.
En este epígrafe vamos a tener en cuenta la instalación de los inversores
CC/CA y de las secciones y longitudes del cableado de la instalación, para así
poder obtener unos resultados de simulación más exactos.
o Inversores CC/CA
Anteriormente se ha realizado la simulación, teniendo en cuenta que todo el
circuito eléctrico se dimensiona en corriente continua. Pero esto no será así y
PVSyst, no puede simular una parte en corriente continua y otra en corriente
alterna, es por eso que tendremos que dimensionar el inversor de nuestra
instalación y añadirlo como una carga más de nuestra instalación a la hora de
hacer la simulación.
Por ello vamos a realizar nuestra instalación teniendo en cuenta que nuestras
baterías funcionan a 48V y que tenemos tres cargas con una potencia
nominal de 9665W. Lo que nos condiciona al uso del siguiente inversor:
Marca: VictronEnergy
Modelo: Phoenix Inverter 48/5000
Rango de Tensión de Entrada: 38 – 66V
Eficacia máxima: 94/95%
Consumo en vacío: 25W
Potencia cont. de salida 25 ºC 4000W
Pico de Potencia: 10000W
De este modelo necesitaremos dos unidades, cubriendo un máximo de 8kW
de carga.
Pablo Benhamou Sáez
143
Por lo tanto para hacer frente a todas las cargas deberemos de instalar dos
inversores más que cubran el resto de potencia de las cargas:
Marca: VictronEnergy
Modelo: Phoenix Inverter 48/3000
Rango de Tensión de Entrada: 38 – 66V
Eficacia máxima: 94/95%
Consumo en vacío: 25W
Potencia cont. de salida 25 ºC 2400W
Pico de Potencia: 6000W
De esta forma tendremos la instalación en funcionamiento sin llegar al
máximo de potencia admisible de los inversores. La configuración será como
se muestra en el siguiente esquema:
Croquis de la instalación de los inversores y las cargas conectadas
Pablo Benhamou Sáez
144
o Secciones de los conductores
En el epígrafe 6, se verá con mayor detenimiento el cálculo de las secciones
de los conductores, por lo que en este apartado simplemente se hará
mención de dichas secciones que servirán para realizar la simulación
definitiva.
Tramo Sección
(mm2)
Secciones desde los grupos de paneles solares hasta los
reguladores. 25
Secciones desde los reguladores hasta las cajas de
conexiones 1 y 2. 150
Secciones desde las cajas de conexiones 1 y 2 hasta el
banco de baterías. 300
Banco de baterías hasta inversores 1A y 2A. 150
Banco de baterías hasta inversores 1B y 2B. 150
Desde inversores 1A y 2A a CGP. 25
Desde inversores 1B y 2B a CGP. 25
Tabla 5.8. Secciones de conductores
o Paneles Solares
Al añadir el inversor en nuestra instalación estamos añadiendo en definitiva
una carga más, como el inversor elegido tiene un eficiencia de entorno un
94%, vamos a añadir que este componente supone una carga de 600W para
nuestra instalación durante las horas de funcionamiento de las luminarias,
balizas y puntos de recarga.
Para hacer frente a estas nuevas cargas y asegurar el suministro eléctrico
durante el peor mes, vamos a aumentar el número de paneles solares de la
marca y modelo ya escogidos.
Pablo Benhamou Sáez
145
La instalación tendrá 96 paneles solares, ocupando una superficie de 157
m2, con una potencia nominal instalada de 29,28 KWp.
A través de la simulación hemos obtenido los siguientes datos que nos
aclararán la previsión de generación, consumo, etc. En la siguiente tabla
veremos el balance de energía de nuestra instalación:
Tabla 5.9. Energía a la salida del generador, energía que necesita la carga y energía suministrada a la
carga.
En la anterior tabla tenemos el balance de energía, entre la energía efectiva a
la salida del generador fotovoltaico y las necesidades de energía de las
cargas, que como puede comprobarse las necesidades están más que
cubiertas.
o Baterías
Seguiríamos teniendo el mismo tipo de baterías que en el estudio previo y el
mismo número.
24 baterías en serie x 3 en paralelo.
Capacidad nominal de 10950Ah.
Pablo Benhamou Sáez
146
Arrojando los siguientes resultados en la simulación:
Tabla 5.10. Rendimientos y funcionamiento de las baterías.
Leyenda de la tabla anterior.
La tabla anterior nos da una noción del estado de carga y conservación de
nuestras baterías.
Se puede comprobar que cada año se perdería un 3,07% de la capacidad de
las baterías debido al desgaste de los ciclos.
Durante todo el año el estado medio de carga de nuestras baterías sería del
84,7% al final del intervalo.
Pablo Benhamou Sáez
147
o Regulador de tensión:
Serían del mismo tipo de reguladores que en el estudio previo. Se contarían
con ocho reguladores, capaces de controlar toda la potencia que generarían
nuestros paneles y que demandarían nuestras cargas.
o Resultados de la simulación:
Tabla 5.11. Balances y resultados principales
En la tabla anterior se visualiza cómo las necesidades de energía de las
cargas son solventadas, permitiendo incluso tener energía sobrante, al
encontrarse las baterías llenas. Aunque se puede apreciar cómo el aumento
de los paneles comparando con el estudio previo, no ha sido suficiente frente
al aumento de las pérdidas (inversores, más reguladores y pérdidas del
cableado) de la instalación.
El hecho del aumento de las cargas frente al aumento de la generación, nos
vendrá indicado en el índice del rendimiento que veremos a continuación, si
el índice del rendimiento es mayor que en el estudio previo, significará que el
aumento de las cargas ha sido mayor que el de la generación y por lo tanto la
energía sobrante será menor.
Pablo Benhamou Sáez
148
Figura 5.9. Se muestran resultados de producción y rendimiento
En las gráficas anteriores se aprecia de forma más visual lo que hemos
venido comentando en las tablas anteriores.
Al aumentar el número de paneles, aumenta la energía producida pero al
aumentar las cargas, se puede apreciar que la magnitud de energía no
utilizada es menor que en el estudio previo.
Además, el rendimiento ahora es del 36,5%. Un poco más que en el estudio
previo, lo que lleva a pensar que se aprovecha más la energía, y se afirma lo
que venimos comentando, aumentan en mayor escala los consumos que la
generación.
A continuación se verá el balance de pérdidas de nuestra simulación, con
todas las cargas ya situadas. Con este balance tendremos una idea más
específica de las pérdidas que se aglutinan en la instalación.
Pablo Benhamou Sáez
149
Fig. 5.10. Diagrama de pérdidas de la simulación de la instalación.
Las pérdidas del módulo serían de un -10,8% y un –0,3% de pérdidas del
cableado. Tendremos que las pérdidas de energía no utilizada al tener la
batería plena serán de un -38,8%.
Las pérdidas del regulador en el caso definitivo serán de un –7% que junto a
las pérdidas de las baterías (-9,5%) y a las pérdidas antes señaladas,
podremos suministrar a las cargas 19,16 MWh al año.
Como se puede apreciar, la instalación está sobredimensionada, esto es así
para poder paliar pérdidas que puedan aumentar o que no haya tenido en
cuenta la simulación, o ante la posible ampliación de las baterías y poder así
aumentar la potencia de las cargas que se suministren desde nuestra
instalación. O también se podrían aumentar el número de horas en las que
las cargas permanecen activadas en los meses de mayor producción.
Pablo Benhamou Sáez
150
o Características de la instalación
Por lo tanto con las características que hemos calculado nuestra instalación,
permiten de forma holgada hacer frente a las cargas que se han establecido y
hacer frente a nuevas ampliaciones que puedan visualizarse en un futuro.
De este modo las características de nuestra instalación quedarían resumidas
de este modo:
Pablo Benhamou Sáez
151
6. Cálculo de las Secciones de cable
En este epígrafe vamos a calcular las secciones de cableado atendiendo a
varias instrucciones técnicas del REBT. Por un lado nos fijaremos en la ITC-BT
40, que nos dice: “Los cables de conexión deberán estar dimensionados para
una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador y
la caída de tensión entre el generador y el punto de interconexión a la Red de
Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior al 1,5%”.Y por
otro lado tendremos en cuenta la ITC-BT 19 que nos mostrará las secciones
de cable normalizados de cobre y sus intensidades admisibles.
Vamos a suponer siguiendo la directiva de la ITC-BT 40 que desde el
generador hasta la CGP no haya más del 1,5% de caída de tensión.
Para facilitar la instalación y la compra de material, vamos a utilizar dos
secciones distintas para el cableado, que serán 25mm2, 150 mm2, y 300mm2
lo que conllevará menores costes y mayor facilidad a la hora de realizar la
instalación.
Por lo tanto a la hora de calcular las secciones tendremos en cuenta una
caída de tensión supuesta para cada tramo de cableado y escogeremos la
sección más cercana, recalculando la caída de tensión con la sección
seleccionada. Como se ha explicado, la norma no permite caídas de tensión
de más del 1,5%, por eso se realizarán los cálculos teniendo en mente ese
máximo a no rebasar por la suma de los tramos de la instalación.
Pablo Benhamou Sáez
152
6.1 Cálculo de las secciones del estudio de lainstalaciónfotovoltaicaenelsalientedelasescalerasdelaantiguafachada.
Como vimos en el epígrafe 5, en esta instalación contamos con 128 paneles
fotovoltaicos (8 cadenas en paralelo de 16 paneles en serie), contaremos con
tres reguladores, un conjunto de baterías y un inversor de corriente para
alimentar la supuesta carga de 2968W.
6.1.1. Seccionesdelospanelessolaresalascajasdeconexiones.
Para este tramo de cable hemos supuesto que tendremos una caída de
tensión del 0,3%. Se conectará cada cadena de paneles a la caja de
conexiones, de donde saldrá con un solo conductor para el positivo y un
conductor para el negativo. Dimensionaremos este tramo para la cadena de
paneles más alejada (situación más desfavorable) que será de una longitud
de 30 metros.
Seccióndelgrupodepaneles1alacajadeconexiones1:
Conectaremos a la caja de conexiones 5 cadenas en paralelo de 8 paneles en
serie. Para la situación más desfavorable (cadena de paneles más alejada),
tendremos una corriente de cortocircuito (máxima) de 2,6A y usaremos la
tensión nominal (45V*8paneles = 360V) por ser la más restrictiva frente a la
tensión de circuito abierto o la tensión de del punto de potencia máxima. Por
lo tanto la sección para este tramo será de:
2∆
230 2,6
56Ω 360 0,3100
2,57
Pablo Benhamou Sáez
153
Por lo tanto escogeremos la sección de 25 mm2, lo que hará disminuir
considerablemente la caída de tensión para las condiciones técnicas
vislumbradas, con lo que la nueva caída de tensión para este tramo, será:
∆ % 2
100
230 2,6
56Ω 25 360100
0,031%
Lo que conlleva que nos sobre del 0,3% de caída de tensión inicial planteado
al 0,031% de caída de tensión, una porcentaje del 0,27% de caída de tensión
en este tramo.
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 84A, superando el 125%
de la intensidad máxima del generador que indica la ITC-BT 40.
Seccióndelgrupodepaneles2alacajadeconexiones2:
Conectaremos a la caja de conexiones 5 cadenas en paralelo de 8 paneles en
serie, lo que nos proporcionará una corriente de cortocircuito (máxima) de
2,6A y usaremos la tensión nominal (45V*8paneles = 360V).
Usamos la situación más desfavorables que son la cadena de paneles más
alejada a 30 metros, con I=2,6A y V=360V.
Por lo tanto la sección para este tramo será de:
2∆
230 2,6
56Ω 360 0,3100
2,57
Pablo Benhamou Sáez
154
Por lo tanto escogeremos la sección de 25 mm2, lo que hará disminuir
considerablemente la caída de tensión para las condiciones técnicas
vislumbradas, con lo que la nueva caída de tensión para este tramo, será:
∆ % 2
100
230 2,6
56Ω 25 360100
0,031%
Lo que conlleva que nos sobre del 0,3% de caída de tensión inicial planteado
al 0,031% de caída de tensión, una porcentaje del 0,27% de caída de tensión
en este tramo.
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 84 A, superando el 125%
de la intensidad máxima del generador que indica la ITC-BT 40.
Seccióndelgrupodepaneles3alacajadeconexiones3:
Conectaremos a la caja de conexiones 6 cadenas en paralelo de 8 paneles en
serie. Cada panel nos proporcionará una corriente de cortocircuito (máxima)
de 2,6A y usaremos la tensión nominal (45V).
Usamos la situación más desfavorables que son la cadena de paneles más
alejada a 30 metros, con I=2,6A y V=360V.
Por lo tanto la sección para este tramo será de:
2∆
230 2,6
56Ω 360 0,3100
2,57
Pablo Benhamou Sáez
155
Por lo tanto escogeremos la sección de 25 mm2, lo que hará disminuir
considerablemente la caída de tensión para las condiciones técnicas
vislumbradas, con lo que la nueva caída de tensión para este tramo, será:
∆ % 2
100
230 2,6
56Ω 25 360100
0,031%
Lo que conlleva que nos sobre del 0,3% de caída de tensión inicial planteado
al 0,031% de caída de tensión, una porcentaje del 0,27% de caída de tensión
en este tramo.
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 84A, superando el 125%
de la intensidad máxima del generador que indica la ITC-BT 40.
6.1.2. Seccionesdelascajasdeconexionesalosreguladores.
Este tramo contará con dos conductores (uno positivo y otro negativo),
suponiendo que tendremos una caída de tensión del 0,3% y una longitud
máxima de 40 metros.
Seccióndesdecajadeconexiones1aregulador1.
La tensión será de (45V*8paneles en serie), 360V y la intensidad máxima
será de 13A (5 cadenas de paneles en paralelo, 2,6A*5).
La sección será de:
2∆
240 13
56Ω 360 0,3100
≅ 25
Pablo Benhamou Sáez
156
La caída de tensión para esta sección será de:
∆ % 2
100
240 13
56Ω 150 48100
0,258%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 88A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Seccióndesdecajadeconexiones2aregulador2.
La tensión será de (45V*8paneles en serie), 360V y la intensidad máxima
será de 13A (5 cadenas de paneles en paralelo, 2,6A*5).
La sección será de:
2∆
240 13
56Ω 360 0,3100
≅ 25
La caída de tensión para esta sección será de:
∆ % 2
100
240 13
56Ω 150 48100
0,258%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 88A, superando el 125%
de la intensidad máxima del generador que indica la ITC-BT 40.
Pablo Benhamou Sáez
157
Seccióndesdecajadeconexiones3aregulador3.
La tensión será de (45V*8paneles en serie), 360V y la intensidad máxima
será de 15,6A (6 cadenas de paneles en paralelo, 2,6A*6).
La sección será de:
2∆
240 13
56Ω 360 0,3100
≅ 25
La caída de tensión para esta sección será de:
∆ % 2
100
240 13
56Ω 150 48100
0,258%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 88A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
6.1.3. Seccionesdesdelosreguladoresalacajadeconexiones4.
Estos tres tramos, consistirán en la unión de salida de los tres reguladores y
su entrada en la caja de conexiones 4. Supondremos que la longitud máxima
será de 7 metros (Suponemos que desde el regulador hasta la CGP, todos los
componentes estén en un mismo cuarto eléctrico) y una caída de tensión de
0,3%.
Pablo Benhamou Sáez
158
Tendremos en cada tramo, 80A y 48V, que serán los parámetros máximos de
salida del regulador. Por eso la sección de los tres tramos será:
2∆
27 80
56Ω 48 0,3100
≅ 150
La caída de tensión para esta sección será de:
∆ % 2
100
27 80
56Ω 150 48100
0,277%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 260A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
6.1.4. Secciones desde la caja de conexiones 4 a conexión enbaterías.
De la caja de conexiones 4 saldrán una conductor para cada polaridad
conectando el banco de baterías. Supondremos que la longitud de la conexión
es de 2 metros y una caída de tensión de 0,3%.
Tendremos en este tramo 240A máximos y 48V, lo que nos haría necesitar
una sección:
2∆
22 240
56Ω 48 0,3100
119,04
Pablo Benhamou Sáez
159
Usaremos por tanto la sección de 150 mm2, lo que nos llevaría a determinar
la nueva caída de tensión de la siguiente forma:
∆ % 2
100
22 240
56Ω 150 48100
0,238%
Con lo cual la caída de tensión que tendríamos sería menor de la que
inicialmente se ha supuesto.
Aunque la caída de tensión cumpla con los cálculos de la sección de
150mm2, no se cumple la regla que impone la norma de que la intensidad
que soporte el conductor sea 125% mayor que la máxima corriente que
pueda circula por él. Lo que nos obliga a utilizar en ese tramo de cableado
una sección de 240mm2, pero por disponibilidad usaríamos 300mm2.
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección (300mm2) en 2xPVC, la intensidad máxima es de 404A,
superando el 125% de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Con lo cual la caída de tensión para este tramo será finalmente de:
∆ % 2
100
22 240
56Ω 300 48100
0,119%
Pablo Benhamou Sáez
160
6.1.5. Seccionesdesdelaconexiónenbateríashastaelinversor.
El inversor que hemos elegido tendrá una potencia de 4000W, lo que
permitirá una entrada máxima a 48V y 83A de corriente continua.
Las características de este tramo son una longitud de 5 metros, y una caída
de tensión del 0,4%. Calculando la sección:
2∆
25 83
56Ω 48 0,4100
≅ 95
Por lo que escogeremos la sección de 150mm2, lo que implicará reformular la
caída de tensión:
∆ % 2
100
25 83
56Ω 150 48100
0,205%
Lo que supondrá una disminución de la caída de tensión del 0,194% frente al
0,4% supuesto inicialmente.
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 260A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Pablo Benhamou Sáez
161
6.1.6. Secciones desde el inversor hasta Cuadro General deprotección.
El inversor escogido de 4000W, podrá dar una salida máxima trifásica de
corriente alterna de 400V de línea y 6A.
Las características de este tramo son una longitud de 5 metros, y una caída
de tensión del 0,1%. Calculando la sección:
√3∆
√35 6
56Ω 400 0,1100
≅ 1,5
Por lo tanto usaremos cuatro conductores de sección 25mm2, con lo que la
caída de tensión máxima será:
∆ % √3
100
√35 6
56Ω 25 400100
0,0092%
Con lo cual, frente al 0,1% de caída de tensión inicialmente propuesto,
tendremos finalmente una caída de tensión máxima (Calculado con las
condiciones más extremas), de 0,0092%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 4, podremos comprobar que para
esa sección en 3xPVC, la intensidad máxima es de 77A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Como se ha visto en todos los tramos de cableado anteriores, si se sumasen
todas las caídas de tensión supuestas inicialmente a cada uno de ellos, la
suma sería de 1,5% de caída de tensión que viene marcada por la ITC-BT 40.
Pablo Benhamou Sáez
162
Aunque en los cálculos se han utilizado intensidades y longitudes máximas, lo
que hace que sea difícil llegar al 1,5% de caída de tensión, lo que nos lleva a
sumar todas las caídas de tensión de cada trama habiendo utilizado tres tipos
de sección (25mm2, 150mm2 y 300mm2).
La caída de tensión total de la instalación será:
∆ % 0,8992% 1,5%
Con lo cual la instalación con las secciones calculadas, cumple con la norma
ITC-BT 40.
6.2. Cálculo de las secciones del estudio de lainstalación fotovoltaica en configuración de lamassobre la escalera de emergencia de la nueva torre‐aulario.
Como se vio en el epígrafe 9, en esta instalación contamos con 96 paneles
fotovoltaicos (8 cadenas en paralelo de 12 paneles en serie). Contaremos con
ocho reguladores (uno por cada cadena de paneles), un conjunto de baterías
y cuatro inversores de corriente (2x4000W y 2x2400W), para alimentar la
supuesta carga de 9665W.
Para los cálculos vamos a utilizar las condiciones de funcionamiento máximas
de cada uno de los elementos de la instalación y de los paneles fotovoltaicos,
usaremos las características que se muestren más desfavorables como la
corriente de cortocircuito de 10,2A y una tensión nominal de 27V.
Como se vio en el apartado anterior, se intentará homogeneizar las secciones
utilizadas en el cableado a dos; 25mm2, 150 mm y 300mm2.
Pablo Benhamou Sáez
163
6.2.1. Seccionesdesde los gruposdepaneles solareshasta losreguladores.
Cada cadena de paneles fotovoltaicos de 12 paneles en serie, estarán
conectados a un regulador, por lo que tendremos 8 tramos idénticos, con 16
conductores. Para calcular la sección de estos tramos vamos a suponer la
situación más desfavorable, suponiendo una longitud de conductor de 70
metros de longitud.
Cada tramo deberá soportar una corriente máxima de 10,2A y una tensión de
324V (12paneles en serie * 27Vn). Supondremos una caída de tensión de
0,6%
El cálculo de la sección será el siguiente:
2∆
270 10,2
56Ω 324 0,6100
≅ 13,11
Elegiremos por lo tanto una sección de 25 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % 2
100
270 10,2
56Ω 25 324100
0,314%
Una caída de tensión prácticamente la mitad que la supuesta inicialmente.
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 84A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Pablo Benhamou Sáez
164
6.2.2. Secciones desde los reguladores hasta las cajas deconexiones1y2.
Los siguientes tramos serán desde la salida de los reguladores hasta las
cajas de conexiones 1 y 2, de tal manera que se agrupen 4 salidas de
reguladores (8 conductores) con una caja de conexiones. Tendremos dos
cajas de conexiones porque si tuviésemos solo una, la sección debería ser
mayor de 300mm2 y esas secciones, si existiesen, estarían fuera de la norma
ITC-BT 19. Los elementos de la instalación desde el regulador hasta la CGP,
deberán situarse en un mismo cuarto eléctrico, para acortar de esta forma las
longitudes de conductor.
Reguladores1,2,3y4hastacajadeconexiones1.
Cada regulador podrá regular la corriente continua de entrada en una
corriente de salida de 48V y 80A máximos.
Por lo tanto tendremos 4 tramos, cada uno de los cuales deberá soportar 48V
y 80A, suponiendo una caída de tensión del 0,3% y 7 metros de longitud.
La sección calculada será de:
2∆
27 80
56Ω 48 0,3100
138,88
Elegiremos por lo tanto una sección de 150 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % 2
100
27 80
56Ω 150 48100
0,277%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 260A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Pablo Benhamou Sáez
165
Reguladores5,6,7y8hastacajadeconexiones2.
Como se ha comentado anteriormente, el regulador podrá regular la corriente
continua de entrada en una corriente de salida de 48V y 80A máximos.
Por lo tanto tendremos 4 tramos, cada uno de los cuales deberá soportar 48V
y 80A, suponiendo una caída de tensión del 0,3% y 7 metros de longitud.
La sección calculada será de:
2∆
27 80
56Ω 48 0,3100
≅ 150
Elegiremos por lo tanto una sección de 150 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % 2
100
27 80
56Ω 150 48100
0,277%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 260A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
6.2.3. Secciones desde las cajas de conexiones 1 y 2 hasta elbancodebaterías.
Desde cada una de las cajas de conexiones 1 y 2 saldrán 2 conductores,
hasta su acoplamiento al banco de baterías, en vez de los 8 de entrada, lo
que hará que deban soportar la suma de intensidades de los cuatro tramos
de entrada.
Pablo Benhamou Sáez
166
Las características eléctricas que deben soportar los conductores a la salida
de las cajas de conexiones son una tensión de 48V y una intensidad de 320A.
Además la caída de tensión será del 0,1% y la longitud de 1 metro. La sección
calculada será:
2∆
21 320
56Ω 48 0,1100
238,09
Elegiremos por lo tanto una sección de 300 mm2 ya que la intensidad máxima
es elevada y será el factor determinante para seleccionar la sección correcta
según la ITC-BT 40.
La caída de tensión para esta sección, será la siguiente:
∆ % 2
100
21 320
56Ω 300 48100
0,079%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 404A, no superando el
125% de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
6.2.4. Seccionesdesdeelbancodebateríashastalosinversores.Tendremos 4 inversores conectados a la salida de las baterías para
suministrar la energía eléctrica de las cargas.
Los inversores 1A y 2A, serán dos inversores de 4000W conectados en paralelo.
Los inversores 1B y 2B, serán dos inversores de 2400W conectados en paralelo.
Pablo Benhamou Sáez
167
Bancodebateríashastainversores1Ay2A.
Cada uno de estos dos tramos deberá soportar 48V y 83A, parámetros
máximos que soporta el inversor a su entrada. La longitud de cable estimada
será de 5 metros y una caída de tensión del 0,4%.
La sección calculada será:
2∆
25 83
56Ω 48 0,4100
77,19
Elegiremos por lo tanto una sección de 150 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % 2
100
25 83
56Ω 150 48100
0,205%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 260A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Bancodebateríashastainversores1By2B.
Cada uno de estos dos tramos deberá soportar 48V y 50A que serían los
parámetros máximos que soporta el inversor. La longitud de cable estimada
será de 5 metros y una caída de tensión del 0,4%.
Pablo Benhamou Sáez
168
La sección calculada será:
2∆
25 50
56Ω 48 0,4100
46,503
Elegiremos por lo tanto una sección de 150 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % 2
100
25 50
56Ω 150 48100
0,124%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 5, podremos comprobar que para
esa sección en 2xPVC, la intensidad máxima es de 260A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
6.2.5. SeccionesdesdelosinversoreshastaelCuadroGeneraldeProtección.
Desdeinversores1Ay2AaCGP.
Cada uno de estos dos tramos deberá soportar 400V de línea y 6A,
parámetros máximos de salida del inversor en corriente alterna trifásica. La
longitud de cable estimada será de 5 metros y una caída de tensión del 0,1%.
La sección calculada será:
√3∆
√35 6
56Ω 400 0,1100
2,31
Pablo Benhamou Sáez
169
Elegiremos por lo tanto una sección de 25 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % √3
100
√35 6
56Ω 25 400100
0,0092%
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 4, podremos comprobar que para
esa sección en 3xPVC, la intensidad máxima es de 77A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Desdeinversores1By2BaCGP.
Cada uno de estos dos tramos deberá soportar 400V y 4A que serían los
parámetros máximos que soporta el inversor. La longitud de cable estimada
será de 5 metros y una caída de tensión del 0,1%.
La sección calculada será:
√3∆
√35 4
56Ω 400 0,1100
1,546
Elegiremos por lo tanto una sección de 25 mm2. Siendo la caída de tensión
para esta sección, la siguiente:
∆ % √3
100
√35 4
56Ω 25 400100
0,00618%
Pablo Benhamou Sáez
170
Viendo la ITC-BT 19, en la tabla 1, columna 4, podremos comprobar que para
esa sección en 3xPVC, la intensidad máxima es de 77A, superando el 125%
de la intensidad máxima que indica la ITC-BT 40.
Como bien se vio anteriormente, para cada tramo de cableado se ha supuesto
una caída de tensión máxima, que sumando todas tendríamos el 1,5% de
caída de tensión marcado por la ITC-BT 40. Las condiciones de la instalación
para alcanzar dicho porcentaje de caída de tensión son extremas, lo que
resulta en una mayor seguridad de no alcanzar dichos valores máximos en
comportamiento nominal.
Por lo tanto calculando las caídas de tensión totales tendremos:
Para los tramos de cableado que comprende los inversores 1A y 2A:
∆ % 0,8842% 1,5%
Para los tramos de cableado que comprenden los inversores 1B y 2B:
∆ % 0,8% 1,5%
Como podemos comprobar las caídas de tensión cumplen con la norma
establecida.
Pablo Benhamou Sáez
171
7. Cálculo de protecciones eléctricas
En este epígrafe se van a presentar los cálculos para la definición de las
protecciones eléctricas que se van a usar tanto en el circuito de corriente
continua, como en el inicio del circuito de corriente alterna.
7.1. Cálculo de las protecciones del estudio de la
instalaciónfotovoltaicaenelsalientedelasescalerasde
laantiguafachada.
7.1.1. Proteccionescircuitocorrientecontinua.
DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN:
Los descargadores de sobretensión como ya vimos en la introducción,
protegerán el circuito frente a posibles efectos de sobretensión generados por
rayos, al encontrarse la instalación en intemperie.
La salida de los paneles solares antes del regulador tendrá una tensión de
VOC(-10ºC)=625V, lo que nos lleva a necesitar dos descargadores de tensión
(polo y neutro) de VDC= 1000V. Para lo que escogeremos el modelo de la
marca DEHN, modelo: DG M YPV SCI 1000.
Pablo Benhamou Sáez
172
FUSIBLES:
En esta instalación contaremos con varias cajas de conexiones donde
instalaremos los fusibles de protección de sobre-intensidades.
La instalación generadora estará dividida en tres, correspondientes a los tres
reguladores que tendremos.
En el primer tramo que uniría la salida de los paneles solares con la primera
caja de conexiones (Cajas de conexiones 1, 2 y 3), instalaremos los fusibles
de la marca SIBA, de calibre 3A, ya que la corriente de cortocircuito que
circulará por estos tramos será de 2,6A.
En la caja de conexiones 4, que aglutinará todos los conductores que salen de
los tres reguladores, pondremos un fusible que proteja la batería. Para ello
seleccionaremos el fusible de la marca SIBA, de 250A de calibre.
Pablo Benhamou Sáez
173
El último fusible se situará antes del inversor, lo que nos lleva a buscar un
fusible que soporte los 83A de corriente máxima que podrían entrar en el
inversor a 48V. El fusible elegido será de la marca SIBA, modelo NH1XL 100A.
INTERRUPTOR SECCIONADOR.
Situaremos un interruptor seccionador después del fusible que protege las
baterías, en la caja de conexiones 4.
Como ya hemos visto, la intensidad máxima de los elementos en estos tramos
será de 240A, por lo que nuestro elemento tendrá que ser capaz de abrir y
cerrar este circuito. Para lo cual se ha tenido en cuenta la marca TELERGON,
y el modelo S5000 DC S5-03154PR0, que permite establecer o interrumpir
corrientes de hasta 315A.
7.1.2. Proteccionescircuitocorrientealterna.
Esta parte del circuito constará de la salida trifásica del inversor de la
instalación hasta el cuadro general de protección, donde instalaremos todas
las protecciones.
Pablo Benhamou Sáez
174
INTERRUPTOR DIFERENCIAL Y PUESTA A TIERRA.
Seleccionaremos nuestro interruptor diferencial teniendo en cuenta que las
cargas se encontrarán en la vía pública, por lo que entenderemos que la
sensibilidad de dicho diferencial sea de 30mA. Para el inversor de 4000W del
que obtendremos 6A máximo en la parte de corriente alterna, situaremos un
diferencial tetrapolar de la marca ABB de 10 A de calibre y una sensibilidad
de 30mA
Para el funcionamiento del interruptores diferenciales y su correcta protección
deberá situarse un circuito a tierra por el puedan derivarse las faltas. Para
ello vamos a escoger el esquema de tierras TT (ITC-BT 24), según la norma:”
Todas las masas de los equipos eléctricos protegidos por un mismo
dispositivo de protección, deben ser interconectadas y unidas por un
conductor de protección a una misma toma de tierra.”
Para ello conectaremos los inversores a tierra del siguiente modo, calculado a
través de la ITC-BT 24:
La tensión de contacto límite será de 50V, al no estar las cargas en lugares
conductores.
Pablo Benhamou Sáez
175
Usaremos la siguiente fórmula:
RA x Ia ≤ U donde:
RA, es la suma de las resistencias de la toma de tierra y de los conductores
de protección de masas.
Ia, es la corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo
de protección. Cuando el dispositivo de protección es un dispositivo de
corriente diferencial-residual es la corriente diferencial-residual asignada.
U, es la tensión de contacto límite convencional (50V).
Para calcular RA, nos basaremos en la ITC-BT 18. Suponemos que el terreno
tiene una resistividad de 300Ωm, de electrodo usaremos una placa de cobre
enterrada de perímetro 10m. Por lo que la resistencia a tierra será:
0,8
í 0,8
30010
24Ω
24Ω 0,03 0,72 50
Se cumple la premisa del REBT, el diferencial actuará protegiendo de
contactos indirectos.
Pablo Benhamou Sáez
176
INTERRUPTOR MAGNETOTÉRMICO
Como en el caso del diferencial, situaremos un interruptor magnetotérmico
para proteger las cargas que son alimentadas por cada inversor. Por lo tanto
situaremos un interruptor magnetotérmico por cada inversor. Estos
interruptores se situarán en el Cuadro General de Protección.
Para el inversor de 4000W, los magnetotérmicos serán de 4 polos, marca
SASSIN, y Rango de intensidad 10A.
7.2. Cálculo de las secciones del estudio de la
instalación fotovoltaica en configuración de lamas
sobre la escalera de emergencia de la nueva torre‐
aulario.
Pablo Benhamou Sáez
177
7.2.1. Proteccionescircuitocorrientecontinua.
DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN:
Los descargadores de sobretensión como ya vimos en la introducción,
protegerán el circuito frente a posibles efectos de sobretensión generados por
descargas atmosféricas, al encontrarse la instalación en intemperie.
La salida de los paneles solares antes del regulador tendrá una tensión de
VOC(-10ºC)=533V, lo que nos lleva a necesitar dos descargadores de tensión (
para el polo y el neutro) de VDC= 600V. Para lo que escogeremos el modelo de
la marca DEHN, modelo: DG M YPV SCI 600.
FUSIBLES:
Usaremos los fusibles para proteger los tramos del circuito de continua frente
a las sobre-intensidades.
Colocaremos fusibles en los tramos que conecten la salida de los
generadores fotovoltaicos con el regulador, para la protección de estos
últimos, y en las cajas de conexiones 1 y 2, para proteger las baterías.
En el tramo que une las cadenas de paneles fotovoltaicos con el regulador,
tendremos un intensidad de cortocircuito de 10,2A, por lo que nos obliga a
elegir el elemento comercial superior más próximo que será de 12A, marca
SIBA, modelo 12A (ACCFUS0011).
Pablo Benhamou Sáez
178
Para las cajas de conexiones 1 y 2, situaremos un fusible en cada una de
ellas que proteja la entrada de las baterías de posibles sobre intensidades.
Tenemos que en la caja de conexiones 1 y 2, se unirán las salidas de los
reguladores que tendrán una intensidad máxima de 80A, como se juntarán
cuatro tramos, la caja de conexiones y el fusible, deberán soportar una
intensidad máxima de 320A, por lo que escogeríamos un fusible de 350A
para la salida de cada caja de conexiones, marca SIBA, modelo NH3L 350A
(ACCFUS0040).
De igual forma habrá que proteger la entrada de los inversores de posibles
sobre-intensidades, para ello colocaremos un fusible por cada inversor.
Para los inversores de 4000W, situaremos fusibles marca SIBA, modelo
NH1XL 100A, ya que la corriente máxima será de 83A.
Para los inversores de 2400W, situaremos fusibles marca SIBA, modelo
NH1XL 63A, ya que la corriente máxima será de 50A.
Pablo Benhamou Sáez
179
INTERRUPTOR SECCIONADOR.
Situaremos un interruptor seccionador después del fusible que protege las
baterías, en las cajas de conexiones 1 y 2.
Como ya hemos visto, la intensidad máxima de los elementos en estos tramos
será de 320A, por lo que nuestro elemento tendrá que ser capaz de abrir y
cerrar este circuito. Para lo cual se ha tenido en cuenta la marca TELERGON,
y el modelo S5000 DC S5-04004PC0, que permite establecer o interrumpir
corrientes de hasta 400A.
7.2.2. Proteccionescircuitocorrientealterna.
Esta parte del circuito constará de la salida trifásica de los cuatro inversores
de la instalación hasta el cuadro general de protección, donde instalaremos
todas las protecciones, siempre referidas a cada inversor.
INTERRUPTOR DIFERENCIAL Y PUESTA A TIERRA.
Seleccionaremos nuestro interruptor diferencial teniendo en cuenta que las
cargas se encontrarán en la vía pública, por lo que entenderemos que la
sensibilidad de dicho diferencial sea de 30mA. Para los inversores de 4000W
de los que obtendremos 6A máximo, situaremos los dos diferenciales
tetrapolares de la marca ABB de 10 A de calibre y una sensibilidad de 30mA
Pablo Benhamou Sáez
180
Para los inversores de 2400W de los que obtendríamos 4A máximo,
situaremos los mismos diferenciales tetrapolares que con los inversores de
4000W. Marca ABB de 10 A de calibre y una sensibilidad de 30mA.
Para el funcionamiento de los interruptores diferenciales y su correcta
protección deberá situarse un circuito a tierra por el puedan derivarse las
faltas. Para ello vamos a escoger el esquema de tierras TT (ITC-BT 24), según
la norma: ”Todas las masas de los equipos eléctricos protegidos por un
mismo dispositivo de protección, deben ser interconectadas y unidas por un
conductor de protección a una misma toma de tierra.”
Para ello conectaremos los inversores a tierra del siguiente modo, calculado a
través de la ITC-BT 24:
La tensión de contacto límite será de 50V, al no estar las cargas en lugares
conductores.
Usaremos la siguiente fórmula:
RA x Ia ≤ U donde:
RA, es la suma de las resistencias de la toma de tierra y de los conductores
de protección de masas.
Ia, es la corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo
de protección. Cuando el dispositivo de protección es un dispositivo de
corriente diferencial-residual es la corriente diferencial-residual asignada.
U, es la tensión de contacto límite convencional (50V).
Pablo Benhamou Sáez
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Para calcular RA, nos basaremos en la ITC-BT 18. Suponemos que el terreno
tiene una resistividad de 300Ωm, de electrodo usaremos una placa de cobre
enterrada de perímetro 10m. Por lo que la resistencia a tierra será:
0,8
í 0,8
30010
24Ω
24Ω 0,03 0,72 50
Se cumple la premisa del REBT, el diferencial actuará protegiendo de
contactos indirectos.
INTERRUPTOR MAGNETOTÉRMICO
Como en el caso del diferencial, situaremos un interruptor magnetotérmico
para proteger las cargas que son alimentadas por cada inversor. Por lo tanto
situaremos un interruptor magnetotérmico por cada inversor. Estos
interruptores se situarán en el Cuadro General de Protección.
Para los inversores de 4000W, los magnetotérmicos serán de 4 polos, marca
SASSIN, y Rango de intensidad 10A.
Para los inversores de 2400W, los magnetotérmicos serán de 4 polos, marca
SASSIN y rango de intensidad 6A.
Pablo Benhamou Sáez
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8. Esquemas Unifilares
Pablo Benhamou Sáez
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9. Conclusiones finales
A la vista del estudio que se ha ido desarrollando en las páginas anteriores,
se ha podido vislumbrar las facilidades y los problemas que conlleva el
estudio de una instalación fotovoltaica aislada.
Se han podido analizar siete configuraciones distintas de instalaciones
fotovoltaicas, variando desde la ubicación hasta la posición de los paneles
fotovoltaicos, lo que ha entrañado un cambio en los resultados de las
simulaciones establecidas. Dichas configuraciones han sido:
Paneles sobre fachada de la torre-aulario. Paneles en configuración de lamas sobre fachada de la torre-aulario. Paneles sobre escalera de emergencia en torre-aulario. Paneles en configuración de lamas sobre escalera de emergencia en
torre-aulario. Paneles en la azotea. Paneles integrados en el hueco de la escalera de la fachada del
antiguo edificio. Paneles en configuración de lamas sobre lateral del edificio antiguo.
La mejor de las configuraciones a la hora de obtener una mayor producción
de energía eléctrica, aunque con un menor impacto visual, ha sido la opción
de la instalación fotovoltaica en la azotea, pero esta opción, por razones
constructivas, tuvo que desestimarse usándose como modelo de mejor
instalación fotovoltaica posible.
De las configuraciones posibles de instalación solar fotovoltaica se eligieron
dos, una que cumplía con la voluntad de instalarse en la nueva torre-aulario
en disposición de lamas, para así obtener un mayor rendimiento de los
paneles al poder colocarlos en la inclinación óptima. Y una segunda
instalación complementaria integrada en el edificio antiguo (BIPV), dicha
integración se desarrollaría en el hueco de las escaleras del edificio,
permitiendo entrar luz y al mismo tiempo generando electricidad.
Pablo Benhamou Sáez
186
Por lo tanto, los motivos que decantaron la elección de las dos
configuraciones estudiadas (lamas sobre escalera de emergencia y BIPV en
hueco de escalera edificio antiguo), fueron tanto por su producción de
energía, como por su conveniencia constructiva y su impacto visual.
Se estudió la posibilidad de energizar de forma independiente con las dos
instalaciones escogidas, dos instalaciones de iluminación (aparcamiento y
jardines), además de las taquillas de recarga situadas en los pasillos de la
torre-aulario.
Algunas de las cargas que se estudiaron (las concernientes a iluminación)
necesitaban energizarse en horas de poca o nula producción fotovoltaica, con
lo que se hizo necesario el empleo de baterías acumuladoras, además como
dichas cargas deben ser alimentadas en corriente alterna, también hubo que
incluir inversores. Además, para que las tensiones de entrada a las baterías
fuese la adecuada (48 V), se emplearon reguladores de un amplio rango de
tensiones de entrada (195-550V, 3840W).
El hecho de realizar estos estudios, con el desarrollo de las dos opciones más
viables, han permitido dar a conocer la flexibilidad de la que se dispone al
diseñar una instalación fotovoltaica, ya que hoy en día las configuraciones
que permiten desarrollar los diseños de las instalaciones son numerosos,
además del aumento de la calidad, rendimiento y prestaciones que ofrecen
los fabricantes de paneles solares.
El hecho de que la Universidad de Valladolid muestre una especial voluntad
por impulsar las energías sostenibles, es una clara muestra del compromiso
de la Universidad por el conocimiento, la enseñanza y el desarrollo
tecnológico.
Pablo Benhamou Sáez
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Bibliografía
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instalación aislada. Barcelona, Marcombo.
André Mermoud y Bruno Wittmer. 2014. Tutorial PVsyst User’s Manual:
PVsyst 6. http://www.pvsyst.com/images/pdf/PVsyst_Tutorials.pdf
Eduardo Lorenzo. 2014. Ingeniería fotovoltaica. Sevilla, Progensa.
Volumen III.
Ramos Rodríguez, Juan Francisco. 2015. Instalación solar fotovoltaica
aislada para colegio infantil. Trabajo de Fin de Grado. Universidad de
Valladolid. Escuela de Ingenierías Industriales.
Alonso Pérez, Luis Miguel y Cambero Fernández, Arturo. 2013.
Proyecto de Autoconsumo en dos centros de educación públicos de
Valladolid. Proyecto de Fin de Carrera. Universidad de Valladolid.
Escuela de Ingenierías Industriales.
